THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU TRẮNG

Tại khu vực này đã khoan các giếng thăm dò GT1X và GT2X. Năm 2011, từ miệng giếng GT1X đã lấy mẫu đối tượng để phân tích. Các kết quả phân tích những tính chất lý hóa của các mẫu chất lỏng cho thấy: dầu tại mỏ Gấu Trắng có hàm lượng paraffin, asphalten và nhựa cao; hệ số khí trong dầu thấp 48 m3tấn; dầu có độ nhớt cao. Ở trạng thái tĩnh và ở nhiệt độ thấp, dầu tạo thành cấu trúc vững chắc, cần thiết phải xử lý để cải thiện các tính chất vận chuyển của nó để có thể vận chuyển được. Để nắm vững và tìm hiểu sâu hơn giải pháp mà XNLD Vietsovpetro sử dụng để giải quyết vấn đề thu gom, xử lý, vận chuyển dầu khí mỏ Gấu Trắng. Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan Khai thác, Khoa dầu khí, em đã tiến hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin tại mỏ Gấu Trắng”. Với nội dung chính là phương pháp khai thác dầu có hàm lượng paraffin cao ở mỏ Gấu Trắng và đề xuất phương án xử lý để phục vụ cho công tác khai thác vận chuyển đến giàn BK14.

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ĐỀ TÀI: THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU TRẮNG HÀ NỘI, 6-2017 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT THÁI BÁ VŨ LỚP: KHOAN - KHAI THÁC B – K57 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ĐỀ TÀI: THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU TRẮNG GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN GIÁO VIÊN CHẤM ThS NGUYỄN VĂN THÀNH PGS.TS LÊ XUÂN LÂN MỤC LỤC: LỜI NÓI ĐẦU .1 CHƯƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT 1.1 Phân loại đặc điểm hệ thống thu gom dầu khí .3 1.1.1 Chức đặc điểm chung thu gom xử lý dầu khí 1.1.2 Phân loại đặc điểm hệ thống thu gom dầu khí 1.2 Paraffin ảnh hưởng Paraffin đến trình vận chuyển dầu khí 13 1.2.1 Tính chất lý-hóa Paraffin .13 1.2.2 Ảnh hưởng Paraffin đến trình vận chuyển dầu khí 13 1.2.3 Cơ chế tích tụ Paraffin 14 1.3 Các phương pháp xử lý tích tụ Paraffin 19 1.3.1 Phương pháp học 19 1.3.2 Phương pháp nhiệt học 20 1.3.3 Phương pháp hóa học 21 1.4 Các phương pháp vận chuyển dầu nhiều Paraffin 21 1.4.1 Phương pháp trộn dầu nhiều paraffin với dung mơi với dầu có độ nhớt thấp 21 1.4.2 Phương pháp bơm chuyển dầu nóng 23 1.4.3 Phương pháp vận chuyển dầu xử lý nhiệt 24 1.4.4 Phương pháp bơm chuyển dầu xử lý hóa phẩm 26 1.4.5 Phương pháp bơm chuyển nước - dầu: 30 1.4.6 Phương pháp bơm chuyển dầu bão hòa khí 32 1.4.7 Bơm chuyển dầu nút đẩy, phân cách .33 1.4.8 Phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí 33 CHƯƠNG II GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN Ở MỎ GẤU TRẮNG .41 2.1 Tổng quan mỏ Gấu Trắng 41 2.2 Các vấn đề vận chuyển dầu mỏ Gấu Trắng 49 2.2.1 Tính chất lý hóa dầu thơ mỏ Gấu Trắng .49 2.2.2 Đặc tính đường ống vận chuyển sản phẩm khai thác từ mỏ Gấu Trắng giàn xử lý trung tâm 50 2.2.3 Vấn đề lắng đọng paraffin trình vận chuyển dầu điều kiện nhiệt độ lưu lượng thấp .50 2.3 Giải pháp vận khai thác dầu giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng 51 2.3.1 Sử dụng phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc - hóa phẩm PPD (Pour point depressant) để giảm nhiệt độ đơng đặc dầu q trình khai thác 51 2.3.2 Sử dụng địa nhiệt để xử lý dầu trình khai thác khai thác giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng hóa phẩm PPD 63 2.3.2 Tẩy rửa paraffin bên đường ống dẫn dầu từ BK-14 CPP-3 66 2.3.3 Tách khí sơ trình vận chuyển dầu từ GTC-1 mỏ Gấu Trắng CPP-3 66 2.4 Tính tốn tổn thất thủy lực đường ống trình vận chuyển dầu từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ .67 2.4.1 Cơ sở lý thuyết .67 2.4.2 Áp dụng tính tốn tổn thất thủy lực đường ống trình vận chuyển dầu từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ 86 CHƯƠNG III CƠNG TÁC AN TỒN VÀ BẢO VỆ MƠI TRƯỜNG 89 3.1 Một số yêu cầu an toàn khai thác – thu gom, vận chuyển bảo quản dầu khí 89 3.1.1 Các biện pháp an tồn khai thác dầu khí .89 3.1.2 Thu gom, bảo quản vận chuyển dầu khí 89 3.1.3 Công tác thi công kiểm tra vận hành đường ống 90 3.2 Công tác bảo vệ môi trường .91 3.2.1 Bảo vệ môi trường 91 3.2.2 Công tác bảo vệ môi trường LD Việt – Nga Vietsovpetro 91 3.2.3 Chất thải dầu khí thiết bị ngăn ngừa ô nhiễm môi trường biển công trình dầu khí: 91 3.2.4 Ứng cứu cố tràn dầu 95 KẾT LUẬN 97 DANH MỤC ĐỒ THỊ, HÌNH VẼ: STTSỐ HÌNH VẼ TÊN HÌNH VẼ TRANG Hình 1.1 Một số hệ thống thu gom dầu Hình 1.2 Hệ thống thu gom dầu khác Hình 1.3 Sơ đồ cơng nghệ tổng hợp 12 Hình 1.4 Sơ đồ thiết bị nạo Paraffin 20 Hình 1.5 Độ giảm áp phụ thuộc vào hàm lượng gasonline 22 Hình 1.6 Kết xử lý dầu với 10% gasonline 23 Hình 1.7 Sơ đồ gia nhiệt dọc đường ống 24 Hình 1.8 Nhiệt độ đơng đặc phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu 26 Hình 1.9 Ứng suất trượt phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu 26 Mức độ chưa bị ảnh hưởng phụ thuộc vào hàm lượng chất xử lý 30 10 Hình 1.10 11 Hình 1.11 Ảnh hưởng hàm lượng nước đến tổn hao áp suất 31 12 Hình 1.12 Dòng chảy hỗn hợp dầu – khí 35 13 Hình 1.13 Sơ đồ nút lỏng – khí đường ống nằm ngang 36 14 Hình 1.14 Dạng thiết bị khử xung Đại học dầu mỏ Groznui đề xuất 39 15 Hình 1.15 Dạng thiết bị khử xung Viện Tacta đề xuất 39 16 Hình 1.16 Dạng thiết bị khử xung Viện dầu Xibiri đề xuất 40 17 Hình 2.1 Sơ đồ vận chuyển sản phẩm mỏ Gấu Trắng CPP-3 mỏ Bạch Hổ giai đoạn đầu 41 18 Hình 2.2 Sơ đồ thiết bị lòng giếng giếng khai thác giàn GTC-1 43 19 Hình 2.3 Sơ đồ kết nối mỏ Gấu Trắng (GTC-1) 45 20 Hình 2.4 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu mỏ Gấu Trắng điều kiện nhiệt độ vận chuyển khác 51 21 Hình 2.5: Cấu trúc Paraffin 52 22 Hình 2.6 Cơ chế tác dụng PPD lên dầu thô 53 23 Hình 2.7 Các nhóm phụ gia PPD 54 24 Hình 2.8 Sự kết tinh paraffin có mặt chất ức chế 55 25 Hình 2.9 Độ nhớt dầu thô mỏ Gấu Trắng không xử lý xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc 57 26 Hình 2.10 Tính chất lưu biến dầu mỏ Gấu Trắng nhiệt độ xử lý khác 64 27 Hình 2.11 Phân bố địa nhiệt mỏ Gấu Trắng 64 28 Hình 2.12 Sơ đồ bơm hóa phẩm xuống giếng khai thác mỏ Gấu Trắng 65 Sơ đồ hệ thống xử lý, thu gom vận chuyển sản phẩm khai thác mỏ Gấu Trắng 66 29 Hình 2.13 30 Hình 2.14 Đường cong chảy (a) đường cong nhớt (b) 68 31 Hình 2.15 Đường cong chảy chất lỏng Bingham Newton 72 32 Hình 2.16 Đặc tính chuyển động chất lỏng Bingham ống (a), phân bố lực cắt τ (b) tốc độ chuyển động v (c) 77 33 Hình 2.17 Sơ đồ tuyến ống từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ 86 34 Hình 2.18 Sơ đồ tính tốn tổn thất thủy lực 86 DANH MỤC BẢNG BIỂU: STT SỐ HIỆU BẢNG TÊN BẢNG TRANG Bảng 2.1 Nhiệt độ đông đặc dầu thô số mỏ dầu Việt Nam 52 Bảng 2.2 Hàm lượng paraffin nhiệt độ đông đặc dầu mỏ số nước 52 Bảng 2.3 Tên loại phụ gia PPD 55 Bảng 2.4 Ảnh hưởng nhiệt độ lúc thêm PPD đến nhiệt độ đông đặc dầu mỏ Gấu Trắng (GTC-1) 58 Bảng 2.5 Ảnh hưởng nồng độ chất phụ gia lên điểm đông dầu 50°C 59 Bảng 2.6 Ảnh hưởng nồng độ chất phụ gia lên điểm đông dầu 60°C 59 Bảng 2.7 Nhiệt độ đơng đặc dầu có mặt chất phụ gia xử lý 70°C 59 Bảng 2.8 Nhiệt độ đông đặc dầu mỏ Gấu Trắng (GTC-1) có mặt chất phụ gia xử lý 80°C 60 Bảng 2.9 Tính chất số chất HĐBM 61 10 Bảng 2.10 Ảnh hưởng chất HĐBM đến giảm lắng đọng dầu 61 11 Bảng 2.11 Kết đo lường paraffin lắng đọng từ mẫu dầu thô GTC-1 theo hàm lượng chất phụ gia SAP-905 62 12 Bảng 2.12 Nhiệt độ đông đặc dầu mỏ Gấu Trắng sau xử lý hóa phẩm nhiệt độ khác 63 13 Bảng 2.13 Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp 87 14 Bảng 2.14 Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp 88 LỜI NĨI ĐẦU Dầu khí nguồn lượng nguồn nguyên liệu chủ đạo kinh tế giới, mang tính chất chiến lược quốc gia Ngành dầu khí nước ta trẻ, có đóng góp quan trọng vào phát triển kinh tế nước nhà Từ nhiều năm dầu khí ln mặt hàng xuất chủ lực Việt Nam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất nước Đến ngành dầu khí tự khẳng định ngành cơng nghiệp mũi nhọn cơng cơng nghiệp hóa đại hóa đất nước Trong năm qua có bước vững lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí xây dựng cơng trình dầu khí Những cột mốc đáng ghi nhớ đời XNLD Vietsovpetro vào ngày 19/11/1981 sở Hiệp định hai phủ Việt Nam Liên Xô (cũ) việc thành lập XNLD Vietsovpetro ký kết ngày 19/06/1981 Sau năm tìm kiếm thăm dò dầu khai thác mỏ Bạch Hổ vào năm 1986 nhanh chóng đưa sản lượng dầu khai thác đạt 50 triệu vào năm 1997 lên 100 triệu năm 2001 Cho đến nay, tổng sản lượng khai thác dầu XNLD từ mỏ Rồng Bạch Hổ đạt 200 triệu vận chuyển vào bờ hàng tỷ mét khối khí đồng hành, chiếm đến 50% tổng sản lượng khai thác toàn ngành XNLD Vietsovpetro trở thành chim đầu đàn Tập đồn dầu khí Việt Nam Khơng dừng lại đó, cuối năm 2007 - đầu năm 2008 hãng CGG tiến hành khảo sát địa chấn 3D diện tích nghiên cứu phía tây phía nam mỏ Bạch Hổ, lô 09-1 với khối lượng 343 km Năm 2009 Trung tâm nghiên cứu VPI tiến hành minh giải tài liệu địa chấn 3D thu Kết phát cấu tạo nằm phía nam phía tây mỏ Bạch Hổ, số cấu tạo Gấu Trắng Tại khu vực khoan giếng thăm dò GT-1X GT-2X Năm 2011, từ miệng giếng GT-1X lấy mẫu đối tượng để phân tích Các kết phân tích tính chất lý hóa mẫu chất lỏng cho thấy: dầu mỏ Gấu Trắng có hàm lượng paraffin, asphalten nhựa cao; hệ số khí dầu thấp 48 m3/tấn; dầu có độ nhớt cao Ở trạng thái tĩnh nhiệt độ thấp, dầu tạo thành cấu trúc vững chắc, cần thiết phải xử lý để cải thiện tính chất vận chuyển để vận chuyển Để nắm vững tìm hiểu sâu giải pháp mà XNLD Vietsovpetro sử dụng để giải vấn đề thu gom, xử lý, vận chuyển dầu khí mỏ Gấu Trắng Được đồng ý Bộ mơn Khoan - Khai thác, Khoa dầu khí, em tiến hành thực Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Gấu Trắng” Với nội dung phương pháp khai thác dầu có hàm lượng paraffin cao mỏ Gấu Trắng đề xuất phương án xử lý để phục vụ cho công tác khai thác vận chuyển đến giàn BK-14 Với kiến thức học kết hợp với thực tế, trình thực tập với nỗ lực thân, cộng tác bạn bè, giúp đỡ XNLD Vietsovpetro đặc biệt hướng dẫn tận tình thầy giáo thầy cô môn Khoan Khai thác, đồ án em hoàn thành Mặc dù cố gắng, nỗ lực, song đồ án chắn khơng tránh khỏi sai sót, em mong nhận đóng góp ý kiến, phê bình thầy giáo bạn đồng nghiệp để đồ án hoàn thiện Một lần em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, tháng 06 năm 2017 Sinh viên CHƯƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT 1.1 Phân loại đặc điểm hệ thống thu gom dầu khí Dầu thơ sản phẩm khai thác từ giếng dầu gồm hỗn hợp dầu, khí, nước, tạp chất học thành phần đồng hành khác Dầu thô sau thu gom từ giếng dầu cần phải xử lý để tạo sản phẩm: dầu thương phẩm, khí đồng hành nước thải, 1.1.1 Chức đặc điểm chung thu gom xử lý dầu khí Thu gom dầu thơ q trình vận chuyển dầu, nước khí theo đường ống từ giếng dầu đến điểm thu gom trung tâm Thu gom dầu thô mỏ trước hết nhờ áp lực miệng giếng nhờ chênh lệch độ cao địa hình đầu vào đầu đường ống dẫn cần thiết phải dùng máy bơm để vận chuyển dầu Quy trình thu gom dầu phải thực đồng thời với việc đo lưu lượng giếng nhằm thiết kế trình khai thác giếng, kiểm tra điều chỉnh khai thác tồn mỏ Quy trình xử lý để nhận dầu thương phẩm gọi xử lý dầu thô Xử lý dầu thơ bao gồm: q trình cơng nghệ tách khí, ổn định dầu, tách nước (khử nhũ tương), tách muối, làm nước thải khỏi dầu bị nhũ hóa tạp chất học Xử lý sơ dầu thô mỏ việc cần thiết nhằm giảm chi phí vận chuyển (vì khơng phải vận chuyển dầu nước đến nhà máy lọc dầu sau lại phải vận chuyển nước tách trở lại mỏ để bơm ép xuống vỉa, tránh q trình tạo nhũ tương bền vững, khơng cho phép tạo thành hydrat đường dẫn khí), giảm ăn mòn phá hủy thiết bị, hẹ thống đường ống vận chuyển dầu khí, thiết bị nhà máy lọc dầu q trình vận chuyển dầu, khí nước Hiện nay, việc thu gom xử lý dầu thơ khơng hai quy trình riêng biệt, mà hệ thống q trình cơng nghệ tiến hành đồng thời Hệ thống thu gom xử lý dầu khí tổ chức phức tạp liên hoàn bao gồm đường ống dẫn thiết bị cơng nghệ tự động hóa cao Hệ thống thu gom xử lý dầu phải đảm bảo: - Khơng bị thất khí đồng hành thành phần nhẹ dầu bị bốc đường vận chuyển - Không làm ô nhiễm môi trường tràn dầu, nước - Có độ tin cậy cao phần hệ thống - Các số kinh tế - kỹ thuật đạt mức độ cao Chi phí xây dựng cơng trình hệ thống đường ống để thu gom xử lý dầu thường chiếm 50% vốn cho công nghiệp dầu khí Sử dụng thiết bị dạng block ln giảm chi phí rút ngắn thời gian dựa vào khai thác, cho phép tránh thất thoái dầu khí, việc tăng, giảm cơng suất (lắp đặt bổ sung Từ chất có độ nhớt khác nhau, ta thu đường cong ranh giới khác 2) Cấu trúc nút vành khăn: Thường dùng phương trình mơ tả chuyển động hỗn hợp sau: (2.49) : Tổng đại số chênh lệch địa hình tuyến : Mật độ hỗn hợp theo hàm lượng thể tích hàm lượng khí thực tế Và (2.50) : Hệ số sức cản thủy lực hỗn hợp : Là hệ số sức kháng thủy lực kể đến chuyển động tương đối pha Với ống dốc xuôi Với ống nằm ngang dốc ngược Kc: Hệ số kể đến ảnh hưởng mơi trường bão hòa khí tới chuyển động tương đối Ky: Hệ số kể đến độ ổn định bọt khí chất lỏng : Hệ số hòa tan khí dầu, m3/m3.Pa Tuy nhiên, việc xác định hệ số chuyển động hỗn hợp dầu khí theo đường ống thường vào tương quan gradient áp suất hỗn hợp gradient áp suất chất lỏng pha lưu lượng, nghĩa Từ cơng thức tính cho chất lỏng pha chảy rối ống dốc nằm ngang, cơng thức ansotun (2.16) ta có: (2.51) Khi 0,9 (2.53) : Độ nhớt khí dầu bão hòa khí; 73 : Mật độ khí dầu bão hòa khí Tiêu chuẩn Re xác định theo (2.10) (2.54) : Độ nhớt động học hỗn hợp, cấu trúc nút phân tán có dạng: (2.55) 3) Cấu trúc phân lớp: Xuất dòng chảy ngang dốc xi, để tránh việc xác định hàm lượng thể tích thực tế, người ta dùng công thức: (2.56) : Hệ số sức cản thủy lực khí, xác định theo hệ số vh: Tốc độ hỗn hợp Nếu ta có giá trị hàm lượng khí thực dùng cơng thức Bernoulli: (2.57) Dt: Đường kính thủy lực, : Hàm lượng khí thực : Góc hợp với mặt phân chia khí – dầu Qs: Lưu lượng dầu bão hòa khí 4) Xác định hàm lượng khí thực Do chuyển động tương đối nên cấu trúc phân lớp, nút, vành khăn hàm lượng khí thực tế khác với hàm lượng Theo nhà nghiên cứu, hàm lượng đa biến phụ thuộc vào Frc, hàm lượng , sin, sức căng bề mặt đường kính ống (chỉ tiêu We) độ nhớt Trong Frc, , quan trọng Kết nghiên cứu hỗn hợp không khí – nước cho thấy: - Trong ống nằm ngang, ta có hàm lượng thực < khí chuyển động nhanh lỏng, có lớp khí mỏng chuyển động chậm Khi Frc4 phụ thuộc vào , = f() - Trong ống dốc xuôi, trọng lực làm tăng cường cấu trúc phân lớp cho dòng, đồng thời làm tăng tốc độ chất lỏng khí chuyển động chậm ln có > Khi tốc độ tăng đến giới hạn lực qn tính vượt trọng lực cấu trúc lớp chuyển qua cấu trúc nút - Trong ống dốc ngược, ta ln có < tương tự ống nằm ngang lúc trọng lực cản trở tốc độ chất lỏng, góc tăng giá trị giảm đạt giá trị cực tiểu góc 450 sau lại tăng lên Điều giải thích rằng: bé 74 chảy chậm phần lớn chất lỏng phân bố theo đường sinh phía dưới, có đường dẫn cho khí vượt qua Khi tăng góc nghiêng, chất lỏng có xu hướng phân bố tiết diện, khả khí vượt trước khó khăn Với tốc độ chuyển động cao, chất lỏng khí phân bố theo tiết diện, ảnh hưởng góc nghiêng tới khơng đáng kể Khi tính chất vật lý hỗn hợp khác với nước- khơng khí, nghĩa > 72.10 N/m phải lưu ý đến ảnh hưởng tiêu We Các nghiên cứu thực nghiệm cho thấy Frc >10 vai trò We trở nên bé F rc >100 độc lập với We Các thí nghiệm cho thấy D >15.10 -3m, khơng bị chi phối D Lúc ta dùng công thức thực nghiệm từ hỗn hợp khơng khí – nước Với ống ngang, chảy nút, Frc >4 =0,18 (2.58) Với ống đứng, dốc ngược, chảy nút (2.59) Ở Nga, để xác định hàm lượng khí thực chảy nút người ta đề nghị dùng công thức Gurov Với ống dốc ngược: (2.60) Với ống dốc xuôi chảy nút: (2.61) : Mật độ dầu 2.4.2 Áp dụng tính tốn tổn thất thủy lực đường ống trình vận chuyển dầu từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ 2.4.2.1 Sơ đồ tuyến ống: 75 Hình 2.17: Sơ đồ tuyến ống từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ 2.4.2.2 Tính tốn tổn thất thủy lực cho tuyến ống Căn vào sơ đồ tuyến ống GTC-1 giàn CNTT số (CPP-3) mỏ Bạch Hổ ta tính tốn vận chuyển dầu từ GTC-1 CPP-3 theo sơ đồ tính tốn sau: Hình 2.18: Sơ đồ tính tốn tổn thất thủy lực Trong tuyến ống từ giàn GTC-1 CPP-3 sử dụng chung đường kính ống: Đường kính ống bề dày: (D x ) = 324 x 16 (mm)  Đường kính ống: D = 324 - * 16 = 292 (mm) Nhiệt độ tính tốn: ttb = 270C 76 Độ nhớt động học ϑ : 2,6838*10-5 (m2/s) Độ nhám tuyệt đối thành ống: e = 0,2 (mm) Độ nhám tương đối: Khối lượng riêng dầu 270C: ρ = 828 (kg/m3) L1 = 5900 m; L2 = 7000 m; L3 = 1300 m a) Trường hợp 1: Lưu lượng vận chuyển: Q = 661 m3/ng.đ = 7,65*10-3 (m3/s)  Vận tốc dài: v = 4.Q/(π.D2) = 0,114 (m/s) Hệ số Reynol (Re) tính theo cơng thức: Ta thấy Re < 2320 nên dòng chảy ống chảy tầng: Hệ số λ xác định theo công thức: Vậy tổn hao áp suất tính theo cơng thức (2.8): Giá trị tổn hao áp suất dọc theo tuyến ống: Chiều dài (m) ΔP (Pa) L1 L2 L3 5900 7000 1300 609,47 655,3 235,984 Bảng 2.13 Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp Tổng tổn hao áp suất dọc đường: ΔP = 13 500,752 (Pa) b) Trường hợp 2: (Khi thai thác lưu lượng tối đa theo thiết kế) Lưu lượng vận chuyển: Q = 6610 m3/ng.đ = 0,0765 (m3/s)  Vận tốc dài: v = 4.Q/(π.D2) = 1,14 (m/s) Hệ số Reynol (Re) tính theo cơng thức: So sánh với giá trị ta thấy: Vậy trạng thái dòng chảy ống dẫn Vùng thủy lực phẳng Hệ số λ xác định theo công thức: λ = 0,3164.Re-0,25 = 0,3164.12403,3-0,25 = 0,02998 77 Vậy tổn hao áp suất tính theo cơng thức (2.8): Giá trị tổn hao áp suất dọc theo tuyến ống: Chiều dài (m) ΔP (Pa) L1 L2 L3 5900 7000 1300 325 935,219 386 702,803 71 816,235 Bảng 2.14 Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp Tổng tổn hao áp suất dọc đường: ΔP = 784 454,257 (Pa) Qua việc tính tốn tổn hao áp suất vận chuyển dầu từ giàn GTC-1 giàn CPP-3 ta thấy rằng: - Tổn hao áp suất đường ống khai thác dầu khí lớn - Cần phải lắp thêm máy bơm giàn BK-14/BT-7 BK-9 để vận chuyển dầu đến giàn CPP-3 theo chế độ khai thác phù hợp 78 CHƯƠNG III CÔNG TÁC AN TỒN VÀ BẢO VỆ MƠI TRƯỜNG 3.1 Một số yêu cầu an toàn khai thác – thu gom, vận chuyển bảo quản dầu khí 3.1.1 Các biện pháp an tồn khai thác dầu khí Cơng tác thai thác dầu khí phải tiến hành theo thiết kế chọn Chánh kỹ sư khai thác dầu khí phê duyệt Một sai lệch thực tế so với thiết kế phải có thỏa thuận với bên thiết kế Sơ đồ hệ thống ghép nối miệng giếng giàn phải thỏa thuận với đơn vị chống phun Các đường ống dẫn từ miệng giếng đến thiết bị công nghệ giàn phải đặt tần giàn thứ tính chịu áp 1,5 lần áp suất làm việc Trên đoạn đầu đoạn cuối đường ống phải ghi số thứ tự giếng sơn đánh mũi tên hướng dòng chất lưu Khoảng cách đường ống có đường kính khơng nhỏ 0,2m 0,2m Đối với trường hợp khác, khoảng cách tối thiểu đường ống 0,1m Khoảng cách đường ống với mặt sàn 0,2m Phải xả hết áp suất trước sửa chữa đường ống dẫn dầu khí Khơng tạo va đập lên đường ống, bình tách, bể chứa làm việc, có áp suất Phải trang bị định kỳ kiểm tra tính hoạt động van an tồn cho thiết bị (cây thơng, bình tách, bể chứa) đường ống dẫn dầu khí 3.1.2 Thu gom, bảo quản vận chuyển dầu khí Khi thu gom, bảo quản vận chuyển dầu khí phải đảm bảo quy định an tồn sau: Các cơng trình thu gom vận chuyển dầu khí phải trang bị: - Bộ cảm biến tín báo cháy; - Hệ thống kiểm soát tự động báo mực chất lỏng áp suất bình tách, bể chứa - Hệ thống thiết bị ngắt đường ống thiết bị khóa van tự động điều khiển chỗ hay từ xa Nếu xuất tình cố q trình thu gom dầu – khí, phải ngừng q trình cơng nghệ Nếu van an tồn thiết bị cơng nghệ bị xả phải hướng dòng xả vào bể chứa Các trình cơng nghệ liên quan đến việc sử dụng lửa giàn phải cách hệ thống thu gom dầu khí, bể chứa, bình tách 15m Trên giàn có cụm giếng khai thác, cấm cất chứa dầu khai thác giàn bể chứa Dầu khai thác phải bơm chuyển sang giàn công nghệ chuyên thu gom bảo quản dầu 79 Nhân viên phục vụ cơng trình biển giàn trung tâm thu gom phải biết sơ đồ lắp đặt đường ống công nghệ thu gom trung tâm thu gom dầu khí Trong thiết kế xây dựng mỏ dầu khí, phải quy định cần thiết đặt đường ống dự phòng Phải đặt thiết bị van cắt tự động đóng đường ống trường hợp cố đầu cuối đường ống ngầm vận chuyển dầu khí 3.1.3 Cơng tác thi cơng kiểm tra vận hành đường ống Công việc thi công, kiểm tra vận hành đường ống tiến hành sau: - Chuẩn bị mặt tổ chức, khảo sát địa hình, mua sắm vật tư, tổ chức đội thi công; - Thực công việc bốc dỡ vận chuyển đến nơi cần thiết theo phương án đề ra; - Các đoạn ống phải lau chùi làm tạp chất, bụi bẩn cách thổi khí hay dùng nước rửa trước lắp ráp; - Hàn nối hai đoạn một, sơn bề mặt chuẩn bị cực chống ăn mòn; - Cơng tác cẩu, lắp đặt tiến hành điều kiện thời tiết thuận lợi không gây nguy hiểm cho người thiết bị; - Phải thử đường ống trước đưa vào sử dụng, vận hành cách bơm thử áp suất nước, áp suất phải lớn từ 1,25 đến 1,5 lần áp suất thiết kế; - Kiểm tra mối hàn tia X, kiểm tra 100% mối hàn đường ống cơng nghệ khơng 20% đường ống thơng thường; - Thường xuyên kiểm tra bảo dưỡng địn kỳ tuyến đường ống, phải khắc phục khuyết tật ghi vào sổ kiểm tra, ghi rõ vị trí tính chất khuyết tật lưu lại giàn 3.2 Công tác bảo vệ môi trường 3.2.1 Bảo vệ môi trường - Bảo vệ môi trường hoạt động giữ cho môi trường lành, đẹp, cải thiện môi trường, đảm bảo cân sinh thái ngăn chặn, khắc phục hậu xấu người thiên nhiên gây cho môi trường, khai thác, sử dụng hợp lý tiết kiệm tài nguyên thiên nhiên - Bảo vệ môi trường nghiệp tồn dân Tổ chức cá nhân phải có trách nhiệm bảo vệ môi trường, thi hành pháp luật bảo vệ môi trường Nếu không bảo vệ môi trường mơi trường bị nhiễm dẫn đến suy thoái sống trái đất dần biến 3.2.2 Công tác bảo vệ môi trường LD Việt – Nga Vietsovpetro - Phòng bảo vệ mơi trường Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro thành lập vào năm 1981 gồm nhóm tra đội ứng cứu cố dầu tràn với nhiệm vụ 80 chức quản lý, giám sát công tác Bảo vệ môi trường Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro thực nhiệm vụ ứng cứu cố tràn dầu - Các trang thiết bị ngăn ngừa ô nhiễm môi trường cho cơng trình biển tàu Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro như: Thiết bị tách dầu nước, lò đốt, máy nghiền thức ăn thừa, máy ép rác, két chứa dầu thải, bể chứa nước thải Trên bờ xây dựng bãi trung chuyển chất thải dầu khí, bể chứa mùn khoan Núi Dinh, bể bay Rạch Bà tiến hành xây dựng khu lưu giữ chất thải dầu khí, nhà máy xử lý chất thải, lắp đặt hệ thống xử lý nước thải y tế công nghiệp - Đánh giá tác động môi trường theo dõi, giám sát biến đổi môi trường - Quản lý chất thải: Chất thải thu gom, phân loại cơng trình, loại chất thải nòa khơng thể xử lý cơng trình vận chuyển bờ để xử lý theo quy định pháp luật 3.2.3 Chất thải dầu khí thiết bị ngăn ngừa ô nhiễm môi trường biển cơng trình dầu khí: Chất thải dầu khí - Chất thải dầu khí chất loại tiến hành hoạt động dầu khí Chất thải dạng rắn, khí, lỏng dạng khác Chúng bao gồm chất thải sản xuất, chất thải sinh hoạt lượng nhỏ chất thải y tế chất phóng xạ Chất thải dầu khí phân loại theo mức độ nguy hại chúng chất thải nguy hại chất thải không nguy hại - Nguồn gây ô nhiễm khai thác: Giếng khai thác giếng ép nước, hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển sản phẩm khai thác, hệ thống bơm ép nước vào vỉa, thiết bị khai thác, thiết bị phụ trợ - Chất gây ô nhiễm khai thác: Dầu, khí, nhiên liệu, cát vỉa, chất hoạt tính bề mặt (sunfanol, bột tẩy, bột giặt ), nước khai thác, dung môi, nước vỉa, axit (axit clohydric – HCl, axit flohydric – HF, axit axetic – CH3COOH ), methanol, paraffin, dung dịch bơm rửa có hóa chất - Các phương pháp xử lý: Tận thu (kim loại, chai lọ, gỗ, nilong, dầu, dung môi ), xử lý phương pháp vật lý hóa học (oxy hóa khử, hiệu chỉnh độ PH, phân tách), đốt lò, chôn lấp làm phân vi sinh Chất thải sản xuất hoạt động dầu khí ngồi biển: Chất thải sản xuất loại chất thải rắn, lỏng khí sinh q trình sản xt cơng trình dầu khí ngồi biển dung dịch khoan, mùn khoan, nước thải (nước vỉa, nước bơm ép loại dung dịch đặc dụng khác 81 dùng khí bắn vỉa gọi dòng, xử lý giếng ), nước lẫn dầu, khí nén thải, khí đồng hành khí thiên nhiên Biện pháp ngăn ngừa ô nhiễm + Phân loại thu gom chất thải sản xuất cơng trình dầu khí bảo quản container thùng, két chuyên dụng Ví dụ như: Chất thải nguy hại thu gom vào container màu da cam có sọc đen với dòng chữ “Chất thải nguy hại” chất thải không nguy hại bỏ vào container sơn màu da cam + Thu gom cặn dầu dầu thải, dung dịch khoan thải dầu, chất rắn chứa dầu, chất thải lỏng rắn độc hại khác vào container thùng chuyên dụng vận chuyển vào đất liền để xử lý theo quy định + Chỉ phép thải xuống biển loại nước thải, mùn khoan có hàm lượng dầu theo quy địn pháp luật Việt Nam chất độc hại mức cho phép theo tiêu chuẩn môi trường Việt Nam Cụ thể hàm lượng dầu sau: A- Nước thải thai thác vùng cách bờ 12 hải lý :