THIẾT KẾ KỸ THUẬT TUYẾN ỐNG DẪN GASLIFT GIÀN HST HSD

gia đình,điều này tương đương với việc là ít hơn một thìa cà phê dầu tràn mỗi một ngànthùng !Hình 4: Đường ống dẫn rất cần thiết cho vận chuyển dầu và khí đốt Chịu sức ép lớn, đường ống

MỤC LỤC

Dầu thô thường được vận chuyển giữa các châu lục bằng những con tàu chởdầu lớn, nhưng dầu và khí tự nhiên được vận chuyển (truyền dẫn) khắp các lục địabằng đường ống Các đường ống này có đường kính rất lớn (hệ thống đường ống củaNga có đường kính lên đến1422mm), và có thể dài hơn 1000km.

Hình 1 Hầu hết các đường ống dẫn dầu và khí được hàn lại với nhau và được chôn dưới lòng đất hoặc đặt dưới biển.

Đường ống dẫn dầu là động mạch chính của các doanh nghiệp dầu khí, làm việc

24 giờ mỗi ngày, bảy ngày một tuần, liên tục cung cấp cho nhu cầu năng lượng củachúng ta Chúng đóng vai trò cực kỳ quan trọng cho nền kinh tế của hầu hết các quốcgia Đường ống dẫn có lịch sử lâu dài: đường ống dẫn đã được sử dụng để vận chuyển

chất lỏng và chất khí từ hàng ngàn năm trước: người Trung Quốc đã sử dụng ống tre

để truyền tải khí đốt tự nhiên để thắp sáng thủ đô Bắc Kinh của họ từ những năm 400TCN

Dầu và khí đốt được vận chuyển trong các đường ống truyền dẫn lớn tới cácnhà máy lọc dầu, nhà máy điện, vv, và được chuyển hóa thành các dạng năng lượngnhư xăng dầu cho xe ô tô, và điện cho nhà cửa Dầu và khí đốt cung cấp năng lượngcho hầu hết thế giới Các loại nhiên liệu cung cấp năng lượng cho thế giới với nhữngdạng năng lượng đơn giản như:

Dầu = 34% Than = 24% Khí đốt = 21%

Hình 2: Tỉ lệ cung cấp năng lượng của các dạng năng lượng.

Chúng ta gọi dầu khai thác từ mặt đất là “dầu thô “ vì nó không được xử lý (' tinhchế ') thành các sản phẩm như xăng hoặc dầu lửa mà chúng ta có thể sử dụng Khí 'tựnhiên' là chủ yếu là khí metan, thu được theo ' một cách tự nhiên' từ các hồ chứangầm, trái ngược với khí thu được từ việc đốt than Khí từ sản xuất khí là khí chính màchúng ta sử dụng để chiếu sáng và sưởi ấm vào giữa thế kỷ 20 Đến nửa sau của thế

kỷ này, khí đốt tự nhiên được xem như là một nguồn năng lượng chính

Hạt nhân = 7% Hidro = 2% Khí khác = 12%

Hình 3: Tỉ lệ sử dụng các loại khí và năng lượng khác

Nếu không có đường ống dẫn chúng ta sẽ không thể đáp ứng được nhu cầu rấtlớn về dầu và nhu cầu khí đốt cho cả hành tinh Các đường ống này cũng là hình thứcvận chuyển an toàn các dạng năng lượng:

Đường ống dẫn an toàn hơn 40 lần hơn so với các xe bồn đường sắt, và an toàn hơn100 lần so với các xe bồn đường bộ khi vận chuyển năng lượng; đường ống

dẫn dầu làm tràn khoảng 1 gallon (3,785411784 lít) cho mỗi triệu thùng-dặm, theo Hiệp

gia đình,điều này tương đương với việc là ít hơn một thìa cà phê dầu tràn mỗi một ngànthùng !

Hình 4: Đường ống dẫn rất cần thiết cho vận chuyển dầu và khí đốt

Chịu sức ép lớn, đường ống công suất lớn mang nhiều sản phẩm nguy hiểm, và

do đó, chúng được thiết kế, xây dựng và hoạt động dựa trên các tiêu chuẩn đã đượccông nhận rằng tất cả đều phải tập trung vào sự an toàn Ngoài ra, những đường ốngnày phải đáp ứng các quy định về an toàn trong hầu hết các quốc gia Những tiêuchuẩn này và quy định này là để đảm bảo an toàn và bảo vệ các đường ống dẫn

Đoạn thông tin ngắn sau sẽ tìm hiểu về đường ống, bao gồm cả sự phát triểncủa đuồng ống dẫn dầu khí và các đường ống được sử dụng ngày nay

 ĐƯỜNG ỐNG CỦA NGÀY HÔM QUA

Nhiều đường ống ngày nay chúng ta sử dụng để vận chuyển dầu và khí đốt đãđược xây dựng cách đây nhiều năm, và đó cũng là sự tin tưởng của những kỹ sưđường ống dẫn rằng họ sẽ tiếp tục xây dựng các nguồn cung cấp năng lượng an toànnhư ngày hôm nay

Nhưng chúng ta cần phải trở lại trong lịch sử để tìm hiểu nguồn gốc của đườngống dẫn Hàng ngàn năm qua, các đường ống dẫn đã được xây dựng ở nhiều nơi khácnhau trên thế giới để vận chuyển nước để uống và tưới tiêu cho nông nghiệp Nhữngống này gồm đất sét nung và tre rỗng, bằng chứng là người Trung Quốc cổ đại đã sửdụng ống tre để vận chuyển nước.

Có khá tài liệu tham khảo nói rằng người Ai Cập đã sử dụng ống đồng để vậnchuyển nước từ năm 3000TCN, người Cretian đã sử dụng ống đất nung để dẫn nước

từ những năm 2000- 1500 TCN, và người Hy Lạp sử dụng các ống đất nung, ống chì,ống đồng và ống đá từ năm 1600 – 300TCN Thời đó, người thợ rèn nối các ống kimloại lại với nhau bằng cách đơn giản là dùng búa nung nóng đỏ để dính chúng lại vớinhau

Các nền văn minh cổ đại như Ba Tư và La Mã sử dụng rất nhiều loại ống, ví dụnhư đường ống kim loại đã được sử dụng rất lâu từ năm 500 TCN khi mà những người

La Mã đã sử dụng đường ống dẫn để phân phối nước ở các thị trấn phát triển cao

Việc sử dụng đường ống đầu tiên để vận chuyển hydrocacbon được ghi lại là ởTrung Quốc: khoảng 2.500 năm trước đây, người Trung Quốc đã sử dụng ống tre đểvận chuyển khí đốt tự nhiên từ các giếng cạn: họ có thể dùng khí đun những chảonước biển để tách muối, và tạo ra nước uống được các tài liệu sau đó chỉ ra rằngngười Trung Quốc đã sử dụng tre ống, bọc trong sáp để thắp sáng thủ đô Bắc Kinh củamình rất sớm nhất từ năm 400 TCN

Ngày hôm nay của ngành công nghiệp dầu và đường ống dẫn khí có nguồn gốc

từ trong ngành dầu khí Cho đến thế kỷ 19, dầu đã được chiết từ những nguồn rò rỉ tựnhiên bề mặt của trái đất Vào thế kỷ 19, dầu được phát hiện dưới lòng đất nhờ nhữngngười khoan giếng nước, nhưng nó lại được coi là một sự phiền toái! Tuy nhiên, cácdoanh nhân đã sớm nhận ra rằng ‘đất dầu’ có thể được sử dụng như một chất bôi trơn

và luminant Dầu đã được khoan ở Baku, Azerbaijan vào năm 1848, và ở Ba Lan vàonăm 1854, nhưng công cuộc khai thác và thương mại hóa chính thức đầu tiên bằngcách sử dụng đường ống dẫn dầu bắt đầu cách đây 150 năm ở Mỹ, bởi một số ngườinhư Đại tá Drake

Năm 1859, Edwin Drake đã cho khoan hai giếng dầu, gần một bề mặt thấm dầu

ở Titusville, Pennsylvania, Hoa Kì Giếng tốt có giá trị đến khoảng 40 000 đôla Mĩ Họsản xuất khoảng 2.000 thùng (bbl) dầu thô, nhưng nó có mùi và dầu thô có mùi bùnkhông được phổ biến cho đến năm 1860, khi nhà máy lọc dầu đơn giản được hoạt

dầu hỏa, để lại dầu nặng và dầu hắc Dầu hỏa đã tách là một thay thế hoàn hảo và giá

rẻ cho dầu cá voi sau đó được sử dụng để chiếu sáng, và dầu được bán với giá20đôla/thùng Trong những ngày đầu, xăng dầu và các sản phẩm khác được tạo ratrong quá trình tinh chế đã được bỏ đi bởi vì mọi người không biết sử dụng chúng làm

gì, nhưng vào năm 1892, hiện tượng "không có ngựa vận chuyển" đã giải quyết vấn đềnày, vì nó đòi hỏi phải có xăng để dùng các biện pháp vận chuyển bằng phương tiệnkhác

Vào đầu những năm 1860, dầu đã được vận chuyển trong thùng gỗ trên sông,trên sà lan ngựa kéo Đây là việc rất nguy hiểm: thời tiết, và tranh chấp lao động,thường xuyên làm gián đoạn dòng chảy Tuyến đường sắt đã giải quyết nhẹ nhõm vấn

đề này, nhưng dầu lại bị kiểm soát bởi các ông chủ đường sắt và công nhân của họ.Đường ống là một giải pháp rõ ràng rất tốt cho vấn đề giao thông vận tải này, và cáccông nhân dầu sớm quen thuộc với các đường ống : ống gang và ống sắt non có nhiềuloại đường kính khác nhau được sử dụng xung quanh các giếng sản xuất từ nhữngngày đầu của ngành công nghiệp

Năm 1865, một đường ống dẫn dầu đường kính hấp dẫn 6inch (152mm) (không

có máy bơm) được xây dựng ở bang Pennsylvania, Hoa Kì, vận chuyển 7.000 thùng /ngày Nó đã được hoàn thành bởi Pennsylvania Tubing và Công ty Vận tải cùng PitholeCreek từ mỏ Pithole đến miệng của con lạch chảy vào sông Allegheny (4 thùng chứa 42

US gallon, hoặc 159 lít.)

Các khu vực khác trên thế giới đang phát triển hệ thống đường ống dẫn và thựchiện một chính sách tiết kiệm vận chuyển lớn: năm 1878, tại Baku, Azerbaijan, anh emNobel đã xây dựng một đường ống dẫn dầu đường kính 3 inch (76mm), dài 10 km giúpgiảm chi phí vận chuyển bằng 95%,và trả cho chính nó trong một năm! Đường ốngđược nhập khẩu từ Mỹ vì chi phí thấp và chất lượng cao, nhưng có một điều thú vị làđường ống dẫn dầu Baku khoảng thời gian này cũng bị phản đối bởi các công ty vàcông nhân với lợi ích trong các xưởng đóng thùng, vv

Những đường ống dẫn dầu dài bắt đầu được xây dựng vào thời điểm chuyểngiao của thế kỷ 20, ví dụ:

 Năm 1906, một đường ống dài 472mile (755km), đường kính 8inch(203mm) được xây dựng từ Oklahoma đến Texas

 Cùng chiều dài đó, một đường ống với đường kính nhỏ (8 đến 12inch(203 đến 305mm)) được xây dựng ở Baku cùng một thời gian

 Năm 1912, một đường ống dẫn khí đốt sản xuất dài 170 dặm (272km),đường kính 16 inch (406mm) sản xuất đường ống dẫn khí được xây dựng

trong 86 ngày ở đảo Bow, Canada, để xây dựng nó trở thành một trongnhững đường ống dẫn dầu khí dài nhất ở Bắc Mĩ.

Đến cuối những năm 1920 nhà máy lọc dầu chính đã có khả năng chế biến từ80.000 đến125.000 thùng dầu mỗi ngày, để đáp ứng nhu cầu năng lượng tăng rất lớn(ví dụ, từ năm 1910 đến1920 số lượng xe hơi và xe tải trên đường bộ Mĩ đã tăng từ ítnhất 500.000 đến hơn 9 triệu) Trong những năm 1920, bị thúc đẩy bởi sự tăng trưởngcủa ngành công nghiệp ôtô, tổng số dặm đường ống dẫn dầu của Mĩ đã tăng lên trên115.000 dặm (184.000 km)

Hình 5: Nhu cầu nhiên liệu cho xe ô tô tăng đã khuyến khích các đường ống được xây dựng vào đầu những năm 1900.

Thay đổi trong kỹ thuật đường ống lớn tiếp theo là xây dựng đường ống dài,đường kính lớn: đi tiên phong là nước Mĩ trong những năm 1940 do nhu cầu nănglượng của Chiến tranh thế giới thứ hai Trong suốt những năm 1950 và 1960, hàngngàn dặm đường ống dẫn khí tự nhiên đã được xây dựng trên khắp nước Mỹ cũng nhưnhu cầu các loại năng lượng này đang tăng

Chiến tranh thế giới thứ hai cũng buộc phải đổi mới công nghệ đường ống dẫn:năm 1944, “Pluto – (Sao Diêm Vương) ",'Đường ống dưới đại dương “đã bắt đầu Dự

án này là xây dựng đường ống dẫn dầu dưới kênh đào Anh giữa Anh và Pháp, để cungcấp nhiên liệu quan trọng từ Anh sang cho lực lượng đồng minh ở Pháp Những đườngống dẫn cáp với đường kính nhỏ (khoảng 75mm) đã đạt tổng cộng 500 dặm (800km),

và vận chuyển được khoảng 1.000.000 gallon (~4.000.000 lít) nhiên liệu mỗi ngày qua

Hình 6: Đường ống dẫn dầu đường dài bắt đầu được xây dựng vào giữa những năm 1900

 ĐƯỜNG ỐNG DẪN NGÀY NAY

Nguồn lợi kinh doanh dầu và khí đốt là rất lớn, và nó sẽ trở nên ngày càng lớnhơn :

 Cục Quản Lí Thông Tin Năng Lượng Hoa Kì thuộc Cục Năng lượng Thếgiới đã dự đoán nhiên liệu hóa thạch sẽ vẫn là nguồn năng lượng chính,đáp ứng hơn 90% sự gia tăng nhu cầu năng lượng trong tương lai

 Nhu cầu dầu toàn cầu sẽ tăng khoảng 1,6% mỗi năm, từ 75 triệu thùngdầu mỗi ngày (mb / d) vào năm 2000 lên 120 thùng/ ngày vào năm 2030

 Nhu cầu đối với khí thiên nhiên sẽ tăng mạnh hơn so với bất kỳ nhiên liệuhóa thạch khác: lượng khí tiêu thụ sẽ tăng gấp đôi từ nay đến năm 2030.Exxon Mobil, công ty dầu mỏ lớn nhất đã công bố (tháng 1 năm 2006) lợi nhuậnđạt 36 tỷ đôla, lớn nhất từ trước tới giờ bởi một công ty niêm yết Trong tháng 2 năm

2006, Shell đã công bố lợi nhuận kỉ lục của một công ty Anh: 23 tỉ đô la Những lợinhuận này dự kiến sẽ tiếp tục trong tương lai gần, khi mà giá một thùng dầu tiếp tụctăng cao kỷ lục trên 60đô/ thùng

Để hỗ trợ sự tăng trưởng của nhu cầu năng lượng, đường ống cơ sở hạ tầng đãphát triển bởi một yếu tố của 100 trong khoảng 50 năm Nó đã được ước tính rằngđường ống mở rộng thế giới có thể lên đến khoảng 7% mỗi năm trong vòng 15 nămtới Điều này có nghĩa là 8000km/năm đường ống đang được xây dựng chỉ riêng ở Mĩ,với chi phí khoảng 8 tỉ đô la/năm.

Hình 7: Đường ống dẫn mới với đường kính lớn được mở rộng

Trên thế giới, mỗi năm có 32 000 km đường ống mới được xây dựng: đây làmột thương vụ trị giá 28 tỉ đôla,và 50% trong số đó được dự kiến xây ở Bắc và Nam Mĩ.Ngoài ra, mỗi năm 8.000 km đường ống vận chuyển ra nước ngoài được xây dựng: đây

là thương vụ trị giá 5 tỉ đôla với 60% là ở Tây Bắc Châu Âu, Châu Á Thái Bình Dương

và Vịnh Mexico

Tổng chiều dài của đường ống truyền dẫn áp lực cao trên khắp thế giới được

ước tính vào khoảng 3.500.000 km Được chia ra là:

ƒ64% vận chuyển khí tự nhiên;

ƒ19% vận chuyển các sản phẩm dầu khí;

Hình 8: Đường ống dẫn dầu mới được xây dựng khắp nơi trên thế giới để đáp ứng nhu cầu về dầu và khí đốt

Các hệ thống ống dẫn này rất khổng lồ có thể rất lớn, ví dụ, nếu bạn kéo dài hệ

thống đường ống của Canada nó sẽ dài hơn 17 lần chu vi Trái Đất ! Tại Mĩ, các

đường ống dẫn dầu và hệ thống đường ống dẫn khí bao gồm:

 Truyền dẫn khí trên đất liền 295.000 dặm (472.000 km);

 Truyền dẫn khí ngoài khơi 6.000 dặm (10.000 km);

 Thu khí đốt trên đất liền 21.000 dặm (34.000 km);

 Thu khí đốt ngoài khơi 6.000 dặm (10.000 km);

 Đường truyền chất lỏng 157.000 dặm (251.000 km)

Hình 9: Độ dài các loại đường ống

(Danh sách này đã bỏ qua 1.000.000 dặm (1.600.000 km) đường ống phân phối khí ápsuất thấp ở Mĩ, và các đường ống vận chuyển nước, thoát nước, dẫn bùn, vv.)

HIện tại trên thế giới có rất nhiều loại đường ống dẫn Các loại đường ống dẫndầu và khí đốt có thể được tóm tắt như sau:

Hình 10: Phân loại đường ống

Các đường ống này được làm từ thép chất lượng cao (đường ống thép), xâydựng bằng những phương pháp kĩ thuật tốt và được chế tạo bằng các phương phápphát triển qua nhiều thập kỷ

Hình 11:Hiện nay có 100.000 km đường ống vận chuyển năng lượng trên toàn thế giới.

 Bản đồ một số hệ thống đường ống trên thế giới

(Theo http://www.theodora.com)

• Tại Anh :

Hình 12: Sơ đồ đường ống tại Anh

• Tại Nga (bao gồm cả Liên Xô cũ):

Hình 13: Sơ đồ đường ống tại Liên Xô cũ

• Tại Mỹ :

Hình 14: Sơ đồ đường ống tại Mỹ

• Tại khu vực Đông Nam Á:

Hình 15: Sơ đồ đường ống tại Đông Nam Á

 TẠI SAO CHÚNG TA NÊN QUAN TÂM VỀ CÁC ĐƯỜNG ỐNG DẪN ?

Chúng ta dựa vào đường ống để cung cấp cho nhu cầu năng lượng của chúng

ta, nhưng tất cả mọi người là đều là các bên liên quan trong vận chuyển dầu và khí:

 Bên vận hành đường ống dẫn (vận chuyển) muốn có một nguồn cungcấp, an toàn và đáng tin cậy với lợi nhuận hợp lí;

 Mọi người (người tiêu dùng) muốn xăng dầu, khí thiên nhiên giá rẻ.v.v.,nguồn cung cấp đáng tin cậy và an toàn hạn chế tối thiểu về ô nhiễmmôi trường;

 Chủ hàng (sản xuất) mong muốn một nguồn cung cấp và vận chuyển giá

 Phía quản lí mong muốn có một thị trường công bằng và cạnh tranh;

 Phía chính phủ mong muốn sự an toàn, thân thiện với môi trường, giaohàng tận nơi;

 Nhóm vận động (tập trung vào các khía cạnh môi trường, văn hóa, ) đãthu hút mối quan tâm của mọi người.v.v

Các bên liên quan có nhiều điểm khác nhau, và thường cạnh tranh, đòi hỏi lẫnnhau (ví dụ như công ty đường ống dẫn muốn chi phí vận chuyển cao, trong khi cácchủ hàng muốn chi phí vận chuyển thấp), và trong chính họ (khách hàng muốn có mộtsản phẩm giá rẻ, nhưng giao hàng một cách an toàn và đáng tin cậy)

Hình 16: Đường ống là cơ sở hạ tầng giao thông vận tải quan trọng.

Hệ thống đường ống dẫn hiện là các cơ sở hạ tầng giao thông vận tải quan trọngcủa hầu hết các nước (ỡ Mĩ, các đường ống dẫn khí được xem là "cơ sở hạ tầngquan trọng" của Bộ An ninh Nội địa, bởi chúng cung cấp khoảng 2/3 nhu cầu nănglượng của nước Mĩ), và cần thiết cho tất cả tiêu chuẩn của cuộc sống và nền kinh tế.Tương lai cho những đường ống dẫn là xán lạn nhưng cũng đầy thử thách Chúng sẽtiếp tục vận chuyển lượng lớn các nguồn năng lượng chính , nhưng các kỹ sư cần phảiđảm bảo cho chúng vận chuyển một cách an toàn và bảo đảm

Hình 17: Các hạng mục công trình đường ống biển.1.1.2 Tại Việt Nam

Sự hình thành và phát triển của ngành khí Việt Nam bắt đầu từ những năm 70của thế kỷ trước Sau ngày đất nước thống nhất, tháng 7/1976, tại vùng trũng sôngHồng, với sự hợp tác của các chuyên gia và kỹ thuật Liên Xô, giếng khoan số 61, sâu2.400m đã phát hiện khí thiên nhiên ở Tiền Hải, Thái Bình

Thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam có diện tích hàng trămngàn km2 Nhiều bể trầm tích kỷ Đệ Tam như Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, NamCôn Sơn, vùng biển Tây-Nam, các quần đảo Trường Sa và Hoàng Sa đã được nghiêncứu

Hình 18: Các bồn trũng chứa dầu khí ở Việt Nam

Năm năm sau, năm 1981, dòng khí công nghiệp đầu tiên của đất nước đã đượckhai thác để phát điện và làm nhiên liệu khai sinh Khu Công nghiệp Tiền Hải, Thái Bình.Tuy nhiên, sản lượng khí thiên nhiên Tiền Hải khi đó hết sức khiêm tốn, chỉ khoảng 22-

24 triệu m3/năm và được sử dụng chủ yếu cho công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình

để sản xuất gốm sứ, thủy tinh, vật liệu xây dựng (khoảng 8-9 triệu m3/năm) và điện(khoảng 14-15 triệu m3/năm)

Do đó, mức độ ảnh hưởng của nguồn khí này tới sự phát triển của đất nước làrất hạn chế và phải đến rất lâu sau này, khi nguồn khí đồng hành được dẫn vào bờ thìngành công nghiệp Khí Việt Nam mới thật sự tăng tốc phát triển, đóng góp một phầnquan trọng vào cơ cấu kinh tế năng lượng của quốc gia.

Cùng với việc ký kết Hiệp định Hợp tác về Thăm dò và Khai thác Dầu khí giữaViệt Nam và Liên Xô tháng 6/1981 đã được ký kết, Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt –

Xô đã được hình thành với mục đích tiến hành thăm dò, khai thác dầu khí ở một số lôthềm lục địa phía nam Việt Nam Tiếp sau đó, một chương trình xây dựng cơ sở vậtchất đồ sộ của ngành Dầu khí được triển khai tích cực cả trên biển và trên bờ tại VũngTàu Tuyến đường ống đầu tiên được lắp đặt bởi liên doanh dầu khí Vietsov Petro khixây dựng mỏ Bạch Hổ Mỏ Bạch Hổ là mỏ lớn nhất Việt Nam và cũng là mỏ Việt Namtrực tiếp tham gia khai thác Mỏ nằm ở phía nam thềm lục địa Việt Nam nằm trong lô09-1 thuộc bể trầm tích Cửu Long cách thành phố Vũng Tàu 120 km

Đứng trước tình hình này, một kế hoạch tổng thể về sử dụng khí đồng hànhBạch Hổ đã được Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam khẩn trương soạn thảo với sự tư vấncủa nhà thầu Canada SNC Lavalin, bao gồm hệ thống đường ống thu gom và vậnchuyển khí, giàn nén khí, nhà máy xử lý khí, kho chứa và cảng xuất sản phẩm lỏng, cáctrạm phân phối khí, với tổng vốn đầu tư khoảng 600 triệu USD.

Trên cơ sở quy hoạch tổng thể về sử dụng dụng khí được Chính phủ phê duyệtnăm 1993, Dự án đưa nhanh khí vào bờ (Fast track) với các cấu hình tối thiểu đã đượcnhà thầu Huyndai nhanh chóng triển khai Ngày 26/4/1995, hệ thống đường ống dẫnkhí Bạch Hổ – Long Hải – Dinh Cố – Bà Rịa dài 124km, 16inch, công suất thiết kế 2 tỉm3 khí/năm được hoàn thành xây dựng, đưa vào vận hành đã đặt viên gạch đầu tiêncho nền công nghiệp khí non trẻ của đất nước và cũng kể từ đây, ngành Dầu khí ViệtNam chính thức bước sang một chương mới

Cùng với việc hoàn thành giàn nén khí nhỏ, giàn nén khí lớn Bạch Hổ và mởrộng hệ thống đường ống dẫn khí trên bờ, công suất đưa khí vào bờ đã được nâng dầnlên 2 triệu m3/ngày đêm vào ngày 25/2/1997 và 3 triệu m3/ngày đêm vào ngày14/12/1997 để cấp cho các Nhà máy Điện Phú Mỹ 2.1 và 2.1 mở rộng

Hình 20 : Các hệ thống đường ống ở khu vực Nam Bộ

Tiếp sau đó, Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố, Kho chứa và Cảng xuất Thị Vải đã

máy còn cung cấp mỗi năm 150 nghìn tấn condensate, 300 nghìn tấn khí hóa lỏng phục

vụ nhu cầu trong nước

Đồng thời, đường ống dẫn khí dài 45km từ mỏ Rạng Đông về mỏ Bạch Hổ

đã hoàn thành vào cuối tháng 11/2001, đưa thêm 1 triệu m3 khí/ngày đêm của mỏRạng Đông về mỏ Bạch Hổ, nâng công suất của Dự án khí đồng hành mỏ Bạch Hổ từ4,7 triệu m3/ngày đêm lên 5,7 triệu m3/ngày đêm, góp phần tăng sản lượng cung cấpkhí Hiện nay, toàn bộ Dự án khí Bạch Hổ đang được vận hành và khai thác một cáchhoàn chỉnh, đồng bộ và đạt hiệu quả cao

Tiếp theo thành công của Dự án khí Bạch Hổ, tháng 12/2002, Dự án khí Nam Côn Sơn 1 – dự án khí thiên nhiên đầu tiên đã được hoàn thành, minh chứng cho sự

phát triển vững chắc và ổn định ngành công nghiệp Khí, góp phần thỏa mãn tối đa nhucầu ngày càng tăng về khí và các sản phẩm khí của đất nước Dự án thu gom và sửdụng khí bể Nam Côn Sơn với sự tham gia của các đối tác nước ngoài là những tậpđoàn dầu khí đa quốc gia lớn nhất trên thế giới như BP và ConocoPhillips, có tổng vốnđầu tư gần 600 triệu USD, công suất 7 tỉ m3 khí/năm, bao gồm hệ thống đường ống dàitrên 400km, kích thước đường ống ngoài biển từ Lan Tây – Dinh Cô là 26inch, ANSI

1500, áp suất thiết kế 171 barg, áp suất vận hành là 157 barg chiều dài 362km Đườngống trên bờ có kích thước là 30 inch, cấp áp suất thiết kế là ANSI 600 lb, áp suất thiết

kế là 84 barg, áp suất vận hành là 60 barg vận chuyển khí tự nhiên từ Lan Tây - LongHải - Phú Mỹ áp suất thiết kế giai đoạn 1 là 157 bar, giai đoạn 2 nâng lên 180bar côngsuất thiết kế khoảng 7,0 tỷ m3 khí/năm thu gom khí tự nhiên từ các mỏ Lan Tây, Lan

Đỏ, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây… hiện đang cung cấp khoảng 20 triệu m3 khí/ngày choTrung tâm nhiệt điện Phú Mỹ Ngoài ra, nhà máy Nam Côn Sơn Terminal thu hồi và ổnđịnh khoảng 900-1000 tấn Condensate/ ngày cung cấp cho Nhà máy chế biếnCondensat Thị Vải Trạm xử lý khí Dinh Cố, Trung tâm Phân phối khí Phú Mỹ, Đườngống Phú Mỹ – TP HCM tiếp nhận, vận chuyển khí từ bể Nam Côn Sơn cung cấp chocác nhà máy điện, các khu công nghiệp ở Bà Rịa – Vũng Tàu, Đồng Nai, TP HCM

Hình 21 : Tình hình khai thác dầu khí từ 1989-2004 và sản lượng dự kiến tới năm 2010

[Ghi chú Hình 1( Nguồn PetroVietnam): màu đỏ - sản lượng khí (Đơn vị : tỷ feet khối);màu xanh - sản lượng dầu (Đơn vị : triệu thùng) ; 1feet khối ~ 0, 01 m3 ; 1 thùng ~ 0,14tấn Gas BCF – Gas Billion Cubic Feet ; Oil MMbbls = Oil Million barrels ]

Tháng 4/2007, Dự án khí PM3-Cà Mau chính thức hoàn thành, cung cấp khí cho

dự án Nhà máy Điện Cà Mau 1, Cà Mau 2 với tổng công suất 1.500MW bằng đườngống dài trên 300km Dự án có tổng vốn đầu tư trên 214 triệu USD và công suất 2 tỉ m3khí/năm Hệ thống đường ống dẫn khí PM3 - Cà Mau 18 inch (dài 298 km ngoài khơi &

27 km trongbờ) với công suất thiết kế 2,0 tỷ m3 khí / năm hiện đang nhận khí từ mỏPM3 (Khu vực chồng lấn với Malaixia) thuộc bể Malay-Thổ chu, cung cấp khoảng 4,5triệu m3 khí/ngày cho các nhà máy điện Cà Mau 1, 2 và sắp tới sẽ cung cấp khoảng 1,4triệu m3 khí/ngày cho nhà máy đạm Cà Mau Trong tương lai đường ống sẽ được sửdụng để tiếp nhận và vận chuyển khí từ các mỏ PM3-CAA- Lô 46 Cái Nước, Hoa Mai,Sông Đốc với hệ số Phụ tải (Swing Factor) 10% trong đó khí từ mỏ PM3 có hàm lượngCO2 là 8% Dự án này đã đánh dấu bước khởi đầu cho việc hình thành và phát triểncủa cụm công trình Khí – Điện – Đạm tại khu vực Tây Nam Bộ

phá, đảm bảo an toàn, chất lượng, hiệu quả; góp phần đảm bảo an ninh năng lượngcho đất nước và đảm bảo nguồn cung ổn định, lâu dài về khí và các sản phẩm khí;phấn đấu giai đoạn 2011-2015: Tốc độ tăng trưởng doanh thu từ ngành công nghiệpKhí là 18-20%/năm, đưa ngành công nghiệp Khí Việt Nam trở thành ngành kinh tế kỹthuật quan trọng trong nền kinh tế đất nước.

Trên cơ sở “Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp Khí Việt Nam đến

2015, định hướng 2025” đã được Thủ tướng phê duyệt tại Quyết định số 459/QĐ-TTgngày 30/3/2011, với mục tiêu sản lượng khí cung cấp đạt 15 tỉ m3 khí vào năm 2015,Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang tích cực triển khai đồng bộ các dự án từ thượngnguồn, trung nguồn tới hạ nguồn tại khu vực Nam Bộ, trong đó phải kể tới dự án khaithác khí ngoài khơi như Lô B&52, Hải Thạch – Mộc Tinh, Thiên Ưng – Mãng Cầu; Dự

án đường ống dẫn khí Lô B – Ômôn, Nam Côn Sơn 2; Dự án Nhà máy Chế biến khí tại

Cà Mau & Phú Mỹ cùng các dự án thu gom khí Hải Sư Đen – Hải Sư Trắng, Tê Giác

Trắng…

Việc triển khai xây dựng hệ thống đường ống chính Nam Côn Sơn 2 và Lô B –

Ô Môn là một bước quan trọng trong quá trình hoàn thiện cơ sở hạ tầng khí khu vực

Nam Bộ Hệ thống đường ống dẫn khí Lô B – Ô Môn có tổng chiều dài gần 400km,trong đó tuyến ống trên biển dài khoảng 246km đường kính 28inch, tuyến ống trên bờdài khoảng 152km kích thước 30inch Tuyến ống đi ngang qua địa bàn thành phố CầnThơ và 4 tỉnh Hậu Giang, Kiên Giang, Bạc Liêu, Cà Mau Với công suất vận chuyển khíđạt 18,3 triệu m3 khí/ngày (6,4 tỷ m3/năm), mục tiêu của Dự án nhằm vận chuyển khí

tự nhiên từ các Lô B & 48/95 và 52/97 thuộc vùng biển Tây Nam Việt Nam để cung cấpkhí nhiên liệu cho các nhà máy điện tại Trung tâm Điện lực Ô Môn, Trà Nóc của CầnThơ (tổng công suất 3.000MW) và bổ sung khí cho trung tâm phân phối khí Cà Mau

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cũng đang nghiên cứu xây dựng hệ thống đường ống dẫn khí kết nối Đông – Tây Nam Bộ Đường ống có chiều dài khoảng 143km, kết

nối các hệ thống đường ống dẫn khí khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ từ HiệpPhước – TP.HCM đến Ô Môn – Cần Thơ Hệ thống đường ống kết nối Đông – Tây Nam

Bộ có nhiệm vụ cân đối nhu cầu về năng lượng khí của Việt Nam trong tương lai

1.2 TÌM HIỂU ĐỀ TÀI

1.2.1 Tổng quan về khu mỏ Hải Sư Đen – Hải Sư Trắng (HSD-HST)

Theo các nhà địa chất dầu khí, tại khu vực bồn trũng Cửu Long rộng 60.000km2nằm trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam có trữ lượng dầu được dự báo lên tới 700 -

800 triệu m3 Hiện nay, ngoài 7 mỏ chính đang khai thác là Bạch Hổ, Rồng, Hồng Ngọc,Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Vàng còn có 16 dự án dầu khí cùng vớihàng loạt mỏ mới được phát hiện đã biến nơi đây trở thành khu vực thăm dò, khai tháctrọng yếu của Tập Đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (PetroVietnam và các đơn vị thànhviên), trong đó có Công ty Điều hành chung Thăng Long (gọi tắt là Thăng Long JOC).Công ty Điều hành chung Thăng Long được thành lập vào ngày 26/5/2005 với sự thamgia 60% cổ phần của TALISMAN (Canađa) và 40% cổ phần của Tổng công ty Thăm dòKhai thác Dầu khí (PVEP)

Mỏ HSD - HST nằm cách Vũng Tàu khoảng 80km về hướng đông thuộc khu vựcbồn trũng Cửu Long do Công ty Điều hành chung Thăng Long trực tiếp đảm nhiệm mọihoạt động thăm dò và khai thác Mỏ HSD – HST nằm trên Block 15-2/01

Hì

nh 21 : Vị trí Block 15-2/01

Hình 22 : Vị trí mỏ HSD –HST

Trước đây lô 15 - 02/1 được đánh giá là triển vọng thấp, đầy rủi ro và đã có 2nhà thầu dầu khí thất bại sau khi tiến hành khoan 5 giếng nhưng không thành công.Sau hơn 3 năm đi vào hoạt động, đội ngũ cán bộ công nhân viên Việt Nam ở ThăngLong JOC cùng đối tác nước ngoài tiến hành thăm dò cuốn chiếu thu nổ địa chấn 3Dtrên hàng chục ngàn km2 Thăng Long JOC đã phát hiện ra 3 mỏ tạo chứa dầu khí,trong đó có 2 mỏ lớn là mỏ Hải Sư Trắng và mỏ Hải Sư Đen Việc phát hiện ra mỏ Hải

Sư Trắng vào tháng 12/2006 với lưu lượng thử vỉa tổng cộng khoảng 15.000 thùngdầu/ngày đêm (1 thùng dầu = 158,97 lít Cứ 7 thùng (barrel) dầu thì được 1 tấn.) Năm2008-2009, sau khi khoan thăm dò 5 giếng ở mỏ Hải Sư Đen, trong đó có giếng khoanHSD- IX phát hiện vào tháng 1/2008 với lưu lượng thử vỉa tổng cộng khoảng 21.000thùng dầu/ngày đêm

Cuối năm 2011 hai mỏ dầu Hải Sư Trắng và Hải Sư Đen đi vào khai thác với sảnlượng ban đầu 50.000 thùng dầu/ngày đêm, sẽ tăng dần và vượt qua mức 100.000thùng dầu/ngày đêm trong các năm tiếp theo sẽ góp phần duy trì và tăng trưởng sảnlượng khai thác dầu khí, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia Bên cạnh đó, dầu thô ở

mỏ Hải Sư Đen theo bước đầu phân tích có đặc tính gần giống với mỏ dầu Bạch Hổnên có thể là nguồn cung cấp dầu thô quan trọng cho Nhà máy lọc dầu Dung Quất -Quảng Ngãi, góp phần giải quyết được phần nào bài toán nguyên liệu để sản xuất củangành dầu khí Việt Nam

1.2.2 Quy hoạch mỏ

1.2.2.1 Những căn cứ để qui hoạch mỏ

Qui hoạch mỏ phụ thuộc trữ lượng mỏ và việc lựa chọn công nghệ khai thác, từ

đó tính toán số lượng công trình khai thác tối tư và sản lượng tối ưu (thùng dầu/ngày)

để đảm bảo công tác khai thác đạt hiệu quả cao nhất Căn cứ qui hoạch mỏ:

 Trữ lượng mỏ

 Hệ số thu hồi, phân bố sản lượng theo đời mỏ

 Nhu cầu thị trường

 Nhu cầu khai thác của chủ đầu tư

Căn cứ các nhu cầu khai thác, phân phối sản phẩm khác thác để xác định sốlượng dàn khoan (dàn công nghệ, dàn khoan khai thác…), bể chứa nổi (chứa dầutrước khi xuất), hệ thống đường ống (phân phối hoặc thu gon từ các dàn nhỏ…)

Khu khai thác dầu khí cần được xem như một tổ hợp công nghệ đồng nhất, đảmbảo thu nhận được sản phẩm có chất lượng đạt yêu cầu với chi phí cho khai thác, thugom xử lý và vận chuyển sản phẩm tối thiểu Hệ thống này bao gồm các quy trình côngnghệ:

 Thu gom, vận chuyển và đo các sản phẩm các giếng khai thác trên mỏ

 Tách sơ bộ các sản phẩm từ các giếng

 Xử lý dầu

 Xử lý nước thải và các loại khác cho hệ thống duy trì áp suất vỉ

 Tiếp nhận và đo lường dầu

 Xử lý khí

Các công trình công nghệ thu gom và vận chuyển sản phẩm của các giếng cầnphải :

 Đo được sản phẩm khai thác

 Phân bố các dòng dầu theo các tính chất lý hoá và theo công nghệ vậnchuyển

 Độ kín của hệ thống thu gom và vận chuyển dầu khí phải đảm bảo tránhthất thoát và phải đảm bảo không bị ô nhiễm môi trường Sử dụng các

hệ thống đường ống chuyên dụng để tách pha các sản phẩm

 Tính toán khí theo hướng sử dụng

1.2.2.3 Những yêu cầu cơ bản thiết kế, xây dựng, khai thác hệ thống thu gom:

 Sơ đồ công nghệ cần phải chọn thích hợp với các điều kiện khí hậu, địahình địa chất vùng mỏ, đồng thời phải phù hợp với các tính chất lí hoá,lưu diễn của các sản phẩm khai thác được

 Các thiết bị công nghệ: bơm, nén khí, đo, tách … phải có khả năng cảitiến được

 Các hệ thống thu gom cần phải có khả năng xây dựng mới, cải tạo, sửachữa nhanh và kinh tế Có thể thay đổi các thông số trong quy trình côngnghệ sao cho phù hợp với sự thay đổi trong quá trình khai thác

 Các hệ thống thu gom cần phải cho phép thực hiện đồng thời việc táchpha khí và pha lỏng

 Trong hệ thống thu gom cần phải xét đến khả năng quá tải của một sốđường ống công nghệ Do đó để an toàn trong những giai đoạn khai tháckhác nhau cần phải thiết kế các đường ống chính với hệ số n =1,5 theocông suất Đường ống của hệ thống thu gom cần phải có những đoạn dự

bị, những đường vòng khép kín để thay đổi dòng đi theo những hướngkhác nhau

1.2.2.3 Sơ đồ quy hoạch mỏ

Qui hoạch mỏ gồm các hạng mục sau:

 Một giàn đỡ đầu giếng (A Well Head Platform (WHP)) đặt ở mỏ HSD

 Một giàn đỡ đầu giếng phân chia (A Well Head Separation Platform(WHSP)) đặt ở mỏ HST

 Thiết bị nối tới Tê Giác Trắng (TGT) của Hoàng Long JOC

 Hệ thống đường ống kết nối dưới biển

Hình 23 : Sơ đồ hệ thống khai thác mỏ HSD – HST

1.2.3 Giới thiệu các công trình trong mỏ HSD – HST (Block15-02/01)

Hình 24: Sơ đồ phát triển mỏ HSD-HST

Hiện tại khu mỏ block 15-02/01 có hệ thống đường ống ngầm và các dàn nhưsau:

 Một giàn đỡ đầu giếng (WHP) ở HSD

 Một giàn đỡ đầu giếng (WHP) ở HST

 Có liên quan công nghệ tới hệ thống mỏ HSD-HST mà Thăng Long JOCđang khai thác chính là giàn đỡ đầu giếng H1, bể chứa rót dầu FPSO, hệthống phân phối cuối đường ống-Pipeline End Manifold (PLEM) chuyểndầu về Bạch Hổ và FPSO, (như trên hình 14) Phần này nằm trên khu mỏ

Tê Giác Trắng

(Ghi chú: Mỏ Tê Giác Trắng thuộc Lô 16-1, thềm lục địa Việt Nam cách thành phố VũngTàu khoảng 100 km về hướng Đông Nam Kế hoạch phát triển mỏ Tê Giác Trắng gồmmột tàu chứa và xử lý dầu khí FPSO và 2 cụm giàn đầu giếng (H1 và H4) Ngoài ra còn

có hệ thống đường ống ngầm nội mỏ để vận chuyển dầu, khí, nước bơm ép Chủ đầu

tư mỏ là Công ty liên doanh Điều hành Hoàng Long, gồm: Tổng công ty Thăm dò Khaithác dầu khí Việt Nam, Công ty Soco của Vương quốc Anh, Công ty PTTEP của Thái

Lan và Công ty OPECO của Hoa Kỳ Công ty liên doanh Điều hành Hoàng Long(HLJOC) đã hoàn tất hạ thủy phần chân đế giàn đầu giếng H1, H4, khối thượng tầngH1 tại cảng dịch vụ PTSC (thành phố Vũng Tàu) vào tháng 4/2011 và ngày 11/6 đã tiếnhành lễ khởi hành tàu FPSO Armada Tê Giác Trắng 01 từ cảng Keppel ShipYardSingapore để về Việt Nam Mỏ Tê Giác Trắng sẽ được đưa vào hoạt động, đón dòngdầu đầu tiên vào tháng 8/2011 từ các giếng khai thác thuộc cụm giàn đầu giếng H1)

 Hệ thống đường ống nối giữa HSD – HST – TGT-H1

Hình 25: Sơ đồ các tuyến ống trong mỏ HSD-HDT

Sáu (6) loại Risers và hệ thống nối trong HST:

 Ống đứng sản phẩm và ống nối (Tie-in Spool) 10-inch (Đường ốngHSD tới HST)

 Ống nước ép vỉa đứng (Water Injection Riser) và ống nối 6-inch(Đường ống HST tới HSD)

 Đường ống đứng Gas Lift và ống nối 6-inch (Đường ống HST tới HSD)

 Đường ống đứng sản phẩm và ống nối 16-inch (Đường ống HST tớiTGT-H1)

 Đường ống đứng Gas Lift và ống nối 6-inch ( Đường ống TGT-H1 tớiHST)

Ba (3) loại ống nối trên TGT-H1:

 Ống nối sản phẩm 16-inch (Đường ống HST tới TGT-H1)

 Ống nối nước áp lực 8-inch (Đường ống TGT-H1 tới HST)

 Ống nối Gas Lift 6-inch (Đường ống TGT-H1 tới HST)

Ba (3) loại ống đứng và ống nối trên HSD:

 Ống đứng sản phẩm 10-inch và ống nối (Đường ống HSD tới HST)

 Ống nước ép vỉa và ống nối 6-inch (Đường ống HST tới HSD)

 Ống đứng Gas Lift và ống nối 6-inch (Đường ống HST tới HSD)

Ba (3) loại đường ống liên kết giữa HST và TGT-H1:

 Đường ống sản phẩm 16-inch từ HST tới TGT-H1

 Đường ống nước ép vỉa 8-inch từ TGT-H1 tới HST

 Đường ống Gas Lift 6-inch từ TGT-H1 tới HST

Ba (3) loại đường ống liên kết giữa HST và HSD:

 Đường ống thành phẩm 10-inch từ HSD tới HST

 Đường ống nước ép vỉa 6-inch từ HST tới HSD

 Đường ống Gas Lift 6-inch từ HST tới HSD

1.2.4 Công nghệ khai thác dầu khí ở mỏ Hải Sư Đen – Hải Sư Trắng

1.2.4.1 Các khâu trong quá trình khai thác dầu khí

Công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới nói chung, ở việt nam và ở mỏ HSD –HST nói riêng đều phải trai qua ba công đoạn sau đây:

Giai đoạn 3-Phân phối

Là giai đoạn khảo sát và thăm dò dầu khí, bằng các phương pháp kỹ thuật người

ta có thể xác định được chính xác nơi nào có dầu và trữ lượng là bao nhiêu Từ đóngười ta đi đến quyết định có khai thác hay không, nếu trữ lượng đủ lớn để khai thácthì tại đó các công trình khai thác dầu khí như các hệ thống giàn khoan và hệ thốngđường ống sẽ được xây dựng

 Giai đoạn 2:

Ở giai đoạn này các sản phẩm sẽ được khai thác và vận chuyển đến những nơi

xử lý như các giàn trung tâm, các giàn công nghệ,hoặc chúng được đưa đến các bểchứa thông qua hệ thống đường ống.ở giai đoạn khai thác nó sẽ được phân thành haithời kỳ khai thác khác nhau đó là:

 Thời kỳ khai thác sơ cấp là thời kỳ đầu khi mà áp lực ở giếng là đủ lớn đểđẩy sản phẩm dầu khí lên đến nơi chế biến

 Thời kỳ khai thác thứ cấp là thời kỳ mà giếng không còn đủ áp lực để đẩysản phẩm dầu khí đến nơi chế biến.Nhưng trữ lượng của nó vẫn còn khálớn có thể vẫn tiếp tục khai thác được.Khi đó người ta sử dụng công nghệbơm nước ép vỉa với áp lực đủ mạnh xuống giếng để tiếp tục khai thác

 Giai đoạn 3:

Ở giai đoạn này các sản phẩm dầu mỏ sau khi đã được chế biến nó sẽ đượcđưa đến những trung tâm tiêu thụ như những trạm dót dầu không bến hoặc là nhữngcảng dầu nhờ hệ thống đường ống

1.2.4.2 Công nghệ khai thác dầu khí ở Mỏ Hải Sư Đen – Hải Sư Trắng

Hiện tại, trong quá trình khai thác dầu khí ở Hải Sư Đen – Hải Sư Trắng, ThăngLong JOC đang sử dụng các giàn đầu giếng có thể khoan-khai thác và xử lý sơ bộ sảnphẩm dầu khí thu được.Đồng thời kết hợp với sự hỗ trợ khoan của tàu khoan hoặc giànkhoan tự nâng Tất cả các đầu giếng đều được đặt trên giàn Chất lỏng từ giàn đỡ đầugiếng (Well Head Platform) HSD được chuyển đến HST thông qua đường ống dướibiển Giàn đỡ đầu giếng/phân chia trên dàn HST là trung tâm cho sự phát triển củaThanglong JOC (TLJOC) Block 15-2 Tất cả chất lỏng của HSD và HST được chuyểnqua tuyến qua giàn HST Tại HST, chất lỏng và khí được tách ra nhằm mục đích đolường phân bổ thương mại (commercial allocation metering) Sau đó cả chất lỏng vàchất khí được chuyển tới giàn Tê Giác Trắng H1 (TGT) Tại giàn TGT H1, chất lỏng củaHSD và HST cùng với chất lỏng của dàn TGT H1 được gửi tới TGT H1 FPSO để sử lí

Khí nén và nước ép vỉa được cung cấp bởi TGT FPSO tới giàn HSD và HST.

Hình 26: Sơ đồ khu mỏ HSD-HST

Trong giai đoạn khai thác sơ cấp thu hồi được khoảng 30% trữ lượng của mỏ.Trong giai đoạn khai thác thứ cấp chúng ta có thể thu hồi thêm khoảng 12-15%trữ lượng của mỏ.Trong giai đoạn này cần xây dựng hệ thống đường ống dẫn nước épvỉa và gas lift với khả năng chịu áp lực cao( lên tới hàng trăm atm),cũng như hệ thốngmáy bơm áp lực cao

Hiện tại mỏ HSD – HST mới được đưa vào khai thác

1.2.5 Mục tiêu và nhiệm vụ thiết kế

1.2.5.1 Mục tiêu thiết kế

Căn cứ vào số liệu khảo sát địa hình , địa chất đã thu thập được… để lựa chọntuyến ống từ HSD - HST, Block 15-02/01, Thăng Long JOC sao cho khả thi ,với giáthành thấp nhất mà vẫn đảm bảo được các chỉ tiêu kĩ thuật Lựa chọn tuyến ống hợp lí

sẽ đem lại hiệu quả kinh tế, tăng độ an toàn cho tuyến ống trong quá trình thi công cũngnhư quá trình khai thác lâu dài

1.2.5.2 Nhiệm vụ thiết kế

 Tính toán thiết kế tuyến ống dẫn gas lift Hải Sư Trắng→ Hải Sư Đen, block15-02/01 Khoảng cách 8884 m, D= 168.3 mm Áp suất thiết kế 24 Mpa, nhiệt

độ thiết kế 60oC

 Xác định tuyến ống cần thiết kế: đường đi, chiều dài

 Xem xét các khả năng nối mạng cho hệ thống tuyến ống cho tương lai

 Xác định độ dày đường ống và các thiết bị cần thiết cho hệ thống đường ống

 Tính toán và kiểm tra điều kiện bền và ổn định cho hệ thống đường ống trongmọi điều kiện bất lợi

 Xác định đánh giá nhịp treo cho phép đối với tuyến ống khi dọc tuyến có sựbiến đổi phức tạp của địa hình và điều kiện phức tạp của địa chất hải văn

 Tính toán, thiết kế chống ăn mòn đường ống

 Tính toán giãn nở đường ống

 Tính toán tĩnh, động cho Riser

 Giới thiệu các biện pháp thi công, từ đó phân tích lựa chọn phương án thicông, chế tạo cho tuyến ống

 Kiểm tra hệ thống đường ống trước khi đưa vào vận hành

CHƯƠNG II : SỐ LIỆU VÀ PHÂN TÍCH SỐ LIỆU PHỤC VỤ THIẾT KẾ

2.1 Số liệu sóng theo các tần suất khác nhau

2.1.1 Chiều cao sóng đáng kể Hs và chu kỳ sóng Ts với tần suất các năm theo các hướng sóng cố định.

50

.4 4.3Ts(se

7.9 7.8

Chế độ sóng tại khu vực xây dựng công trình chủ yếu phụ thuộc vào chế độ gióthổi Trong thời kỳ gió mùa Đông-Bắc biển có sóng mạnh, xẩy ra liên tục, thường có gió

xoáy và bão Bão thường tập trung từ tháng 6 đến tháng 10 hàng năm, do vậy chế độsóng lớn rõ rệt trong thời kỳ này Trong thời kỳ gió mùa Đông-Bắc sóng theo hướngĐông-Bắc có chiều cao cực đại đạt tới 6,5 (m) và có thể lớn hơn.

Trong thời kỳ gió mùa Tây-Nam, sóng theo hướng Tây-Nam có chiều cao cực đại cóthể vượt qua 6 (m)

 Chế độ sóng được mô tả bởi hai thông số chính là chiều cao sóng và chu kỳsóng, được xác định cho 8 hướng sóng chủ đạo là: Bắc (N), Đông-Bắc (NE),Đông (E), Đông-Nam (SE), Nam (S), Tây-Nam (SW), Tây (W), Tây-Bắc (NW)

 Các thông số sóng ở các hướng khác được tính bằng cách nội suy tuyến tính từcác hướng lân cận

 Các thông số sóng được thống kê với tần suất xuất hiện là: 100, 50, 25, 10, 5,năm và được thể hiện trong Bảng 1

→ Hs max theo hướng đông bắc NE =8.7m, tiếp đến là hướng tây nam SW=6.3m

Ts max theo hướng NE=10.6s ,tiếp đến là hướng Đông(E) và tây nam SW=8.9s

Nhận xét :

Độ cao sóng NE=8.7m thuộc vào sóng cấp VIII (Sóng rất mạnh) trong IX cấp sóng( theotài liệu quan trắc khí tượng hải văn ven bờ-PGS TS Vũ Uyển Dĩnh)

2.2 Vận tốc dòng chảy (cm/giây)

2.2.1 Số liệu vận tốc dòng chảy mặt lớn nhất và dòng chảy đáy lớn nhất

Bảng 2: Vận tốc dòng chảy mặt lớn nhất (cm/giây) với tần suất các năm theo các hướng sóng cố định.

Lưu ý:

 Hướng dòng chảy là hướng tác động, được lấy so với hướng Bắc theo chiều kimđồng hồ

 Vận tốc dòng chảy mặt được đo cách mực nước trung bình là 5m

 Vận tốc dòng chảy đáy được đo cách đáy biển là 5m

 Các vận tốc dòng chảy trung gian được tính bằng cách nội suy tuyến tính dòngchảy mặt và dòng chảy đáy

2.2.2 Chế độ dòng chảy

Do ảnh hưởng của thủy triều và gió mùa nên dòng chảy tại các vùng mỏ HSD –HST và lân cận phổ biến phân bố theo hướng N-E, E-NE và E (vào các tháng 49);theo hướng S-W, W-SW (vào các tháng 112).Dòng chảy bao gồm : chế độ dòng chảymặt và chế độ dòng chảy đáy

2.2.3 Phân tích số liệu

Trích dẫn bảng 2 với vận tốc dòng chảy mặt ứng với tần suất 100 năm và50năm là lớn nhất 4 giá trị vận tốc dòng chảy mặt lớn nhất được đánh dấu như dướibảng