Tính toán tổn hao áp suất sau khi đã xác định được mô hình dòng chảy trong tuyến ống vận chuyển từ giàn DH 02 sang DH 01

Tính cấp thiết của đề tài Giàn đầu giếng mỏ Đại Hùng (DH-02) tập trung vào khai thác tại khối N, được đưa vào khai thác tháng 11/2011. Giàn DH-02 được thiết kế là giàn không người ở, mọi quá trình liên quan tới vận hành đều được điều khiển từ giàn xử lý trung tâm DH-01. Hiện tại đang ở giai đoạn đầu của quá trình khai thác với áp suất vỉa lớn và có khả năng khai thác tự phun, tự vận chuyển về giàn DH-01. Khi mỏ ở trong giai đoạn thiết kế và tính toán, các thông số khai thác (lưu lượng dầu, khí và tính chất dầu-khí) đều dựa trên kết quả thử vỉa, thí nghiệm và mô hình dòng chảy trong tuyến ống đều dựa trên kết quả này dẫn tới chưa có tính thực tiễn. Sau một thời gian khai thác, các thông số khai thác đã được xác định lại và có sự khác biệt lớn so với thời điểm nghiên cứu ban đầu. Do đó cần thiết phải xác định lại mô hình dòng chảy trong tuyến ống, để từ đó xác định được ảnh hưởng của các chế độ dòng chảy này lên tuyến ống, cũng như tác động tới quá trình vận hành nội mỏ. 2. Mục đích nghiên cứu Mục đính chính của đề tài là xác định mô hình dòng chảy chính đang tồn tại trong tuyến ống vận chuyển chất lưu khai thác từ giàn đầu giếng DH-02 sang giàn xử lý trung tâm DH-01 trong tương lai, khi các dự án mới được triển khai tại khu vực mỏ như đưa thêm vào khai thác các giếng mới, thu gom khí đồng hành... Dựa trên mô hình dòng chảy đó, tính toán được tổn hao áp suất trong quá trình vận chuyển và so sánh với tổn hao thực tế, khi có sự khác biệt, từ đó điều chỉnh các thông số để phù hợp với điều kiện thực tại. Dựa trên thông số đã điều chỉnh, tính toán các thông số sao cho phù hợp với các chế độ khai thác trong tương lai. 3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu Đề tài sẽ tập trung chủ yếu vào việc tính toán tổn hao áp suất sau khi đã xác định được mô hình dòng chảy trong tuyến ống vận chuyển từ giàn DH-02 sang DH01 tại các phân đoạn có chênh cao khác nhau. Cụ thể tại 05 phân đoạn ống xuyên 8 suốt nội mỏ (đoạn ống đứng từ giàn DH-02 xuống đáy biển, đoạn bằng từ đáy biển tới giàn DH-01, đoạn nằm vắt lên phao đỡ trung gian, đoạn thả tự do trong nước biển và đoạn lên trên giàn DH-01). 4. Nội dung nghiên cứu Việc tính toán thủy lực sẽ dựa chế độ dòng chảy trong tuyến ống thuộc chế độ dòng chảy nào (dòng chảy tầng, dòng chảy rối, dòng phun, dòng nút, dòng vành xuyến, dòng chuyển tiếp và dòng tràn). Sau khi đã có tính toán đầy đủ về chế độ dòng chảy, xác định tổn hao áp suất cuối cùng tại đoạn cuối tuyến ống lưu lượng dầu và khí cần yêu cầu vận chuyển theo các giai đoạn khác nhau đồng thời dựa trên cơ sở thực tiễn nội mỏ (yếu tố vận hành của các thiết bị).

MỤC LỤC

MỤC LỤC 1

PHỤ LỤC HÌNH 3

MỞ ĐẦU 6

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN HỆ THỐNG THU GOM Ở MỎ ĐẠI HÙNG 10

1.1.Giàn xử lý trung tâm DH-01 12

1.1.1.Khối thượng tầng 12

1.1.2.Các trang thiết bị ngầm 14

1.2.Giàn đầu giếng 16

1.2.1.Khối thượng tầng giàn đầu giếng DH-02 16

1.2.2.Khung dẫn hướng khoan và chân đế giàn đầu giếng DH-02 17

1.3.Phân loại đường ống trong khu vực phạm vi nội mỏ 20

1.3.1Tại khu vực giàn DH-01 20

1.3.1.1.Đường ống thu gom 20

1.3.1.2.Đường ống xả 23

1.3.1.3.Đường ống vận chuyển 24

1.3.2.Tại khu vực giàn DH-02 25

CHƯƠNG II: THÀNH PHẦN VÀ TÍNH NĂNG TUYẾN THU GOM KÍN TỪ GIÀN DH-02 ĐẾN GIÀN DH-01 27

2.1.Đặc tính tuyến ống 27

2.1.1.Cụm phóng và nhận con thoi 27

2.1.2.Tuyến ống cứng 29

2.1.3.Đoạn ống tĩnh 31

2.1.3.1.Sơ đồ bố trí tuyến ống 31

2.1.3.2.Đặc điểm tuyến ống tĩnh 34

2.1.4.Đoạn ống động 37

2.1.4.1.Sơ đồ bố trí tuyến ống 37

2.1.4.2.Đặc điểm tuyến ống 39

CHƯƠNG III: CẤU TRÚC DÒNG NHIỀU PHA TRONG ĐƯỜNG ỐNG 43

3.1.Mô hình một pha lỏng hoặc khí 43

3.2.Mô hình hỗn hợp hai pha lỏng-khí 43

3.2.1.Dòng chảy trong tuyến ống ngang 44

3.2.2.Dòng chảy trong tuyến ống đứng 46

3.3.Mô hình hỗn hợp hai pha lỏng-khí cùng với pha rắn 48

CHƯƠNG IV: GIẢI PHÁP NHẰM NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ TỪ DH-02 SANG DH-01 Ở MỎ ĐẠI HÙNG 50

4.1.Mối quan hệ dòng hai pha theo Beggs và Brill 50

4.1.1.Các thành phần tổn hao áp suất trong ống 50

4.1.2.Lý thuyết dòng đa pha 50

4.1.2.1.Tổn hao do ma sát 51

4.1.2.2.Thành phần áp suất thủy tĩnh 51

4.1.3.Các thông số tính toán 52

4.1.3.1.Vận tốc riêng 52

4.1.3.2.Tác dụng của phần chất lỏng thực tế 52

4.1.4.Tính toán tổn hao thủy tĩnh 57

4.1.5.Tính toán tổn hao áp suất do ma sát 59

4.2.Tính toán thủy lực đường ống cho năm 2014 61

4.2.1.Tính toán tổn hao cho áp suất bình tách làm việc ở 14 bar 61

4.2.2.Tính toán cho áp suất ở chế độ 20 bar và 25 bar 76

4.2.3.Tổng hợp tính toán cho các năm còn lại 76

4.3.Giải pháp nâng cao hiệu quả vận chuyển 81

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 83

PHỤ LỤC HÌNH

Hình 1.1: Sơ đồ lô 05-1a, Mỏ Đại Hùng 10

Hình 1.2: Thiết bị nội Mỏ Đại Hùng, lô 05-1a 11

Hình 1.3: Giàn DH-01 13

Hình 1.4: Sơ đồ xử lý Giàn DH-01 15

Hình 1.5: Giàn đầu giếng DH-02 16

Hình 1.6: Chân đế giàn đầu giếng DH-02 18

Hình 1.7: Sơ đồ xử lý giàn DH-02 19

Hình 2.1: Sơ đồ cụm phóng và nhận thoi 28

Hình 2.2: Sơ đồ tuyến ống thép cứng 29

Hình 2.3: Điểm kết nối ống cứng và ống mềm tại đáy biển 30

Hình 2.4: Sơ đồ mốc 0÷1,000m 32

Hình 2.5: Sơ đồ mốc 1,000÷2,250m 32

Hình 2.6: Sơ đồ mốc 2,250÷3,500m 33

Hình 2.7: Sơ đồ mốc 3,500÷4,497m 34

Hình 2.8: Sơ đồ bố trí các lớp 36

Hình 2.9: Sơ đồ bố trí tuyến ống động 38

Hình 2.10: Sơ đồ pheo neo trung gian 38

Hình 2.11: Sơ đồ bố trí các lớp 40

Hình 2.12: Sơ đồ kết nối tuyến ống với giàn DH-01 42

Hình 3.1: Sơ đồ dòng chảy tầng 43

Hình 3.3: Các dạng dòng chảy trong tuyến ống ngang 45

Hình 3.4: Chế độ dòng chảy với vận tốc dòng khí 45

Hình 3.5: Các dạng dòng chảy trong tuyến ống đứng 47

Hình 3.6: Chế độ dòng chảy với vận tốc dòng khí 48

Hình 3.6: Dạng dòng chảy khi tồn tại pha rắn 49

Hình 4.1: Quan hệ giữ hệ số ma sát hỗn hợp và tỷ phần lỏng đầu vào 64

Hình 4.2: Đồ thị tổng hợp ở chế độ 14 bar 78

Hình 4.4: Đồ thị tổng hợp ở chế độ 25 bar 80

PHỤC LỤC BẢNG

Bảng 1.1: Thông số giàn DH-01 12

Bảng 1.2: Chiều dài tuyến ống mềm khai thác các giếng 21

Bảng 1.3: Thông số kỹ thuật ống mềm 21

Bảng 2.1: Đặc tính ống 30

Bảng 2.2: Đặc tính tuyến ống tĩnh 34

Bảng 2.3: Thông số các lớp tuyến ống tĩnh 35

Bảng 2.4: Thông số kỹ thuật chi tiết 36

Bảng 2.5: Đặc tính tuyến ống động 39

Bảng 2.6: Thông số các lớp tuyến ống động 39

Bảng 2.7: Thông số kỹ thuật chi tiết 40

Bảng 4.1: Thông số khai thác cho các năm 61

Bảng 4.2: Tóm tắt tổn hao áp suất và chế độ dòng chảy năm 2014 ở 20 bar và 25 bar 76 Bảng 4.3: Tổng hợp tổn hao áp suất và dạng dòng chảy cho các năm 77

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan: Bản luận văn thạc sỹ kỹ thuật này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, nghiên cứu tình hình thực tế và dưới sự hướng dẫn của PGS TS Lê Xuân Lân

Các số liệu, mô hình và kết quả trong luận văn là trung thực, tên đề tài và luận văn không trùng lặp với bất cứ luận văn nào trước đó

H ọc viên

Hoàng Mạnh Hùng

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Giàn đầu giếng mỏ Đại Hùng (DH-02) tập trung vào khai thác tại khối N, được đưa vào khai thác tháng 11/2011 Giàn DH-02 được thiết kế là giàn không người ở, mọi quá trình liên quan tới vận hành đều được điều khiển từ giàn xử lý trung tâm DH-01 Hiện tại đang ở giai đoạn đầu của quá trình khai thác với áp suất vỉa lớn và

có khả năng khai thác tự phun, tự vận chuyển về giàn DH-01 Khi mỏ ở trong giai đoạn thiết kế và tính toán, các thông số khai thác (lưu lượng dầu, khí và tính chất dầu-khí) đều dựa trên kết quả thử vỉa, thí nghiệm và mô hình dòng chảy trong tuyến ống đều dựa trên kết quả này dẫn tới chưa có tính thực tiễn Sau một thời gian khai thác, các thông số khai thác đã được xác định lại và có sự khác biệt lớn so với thời điểm nghiên cứu ban đầu Do đó cần thiết phải xác định lại mô hình dòng chảy trong tuyến ống, để từ đó xác định được ảnh hưởng của các chế độ dòng chảy này lên tuyến ống, cũng như tác động tới quá trình vận hành nội mỏ

Mục đính chính của đề tài là xác định mô hình dòng chảy chính đang tồn tại trong tuyến ống vận chuyển chất lưu khai thác từ giàn đầu giếng DH-02 sang giàn xử

lý trung tâm DH-01 trong tương lai, khi các dự án mới được triển khai tại khu vực

mỏ như đưa thêm vào khai thác các giếng mới, thu gom khí đồng hành Dựa trên

mô hình dòng chảy đó, tính toán được tổn hao áp suất trong quá trình vận chuyển và

so sánh với tổn hao thực tế, khi có sự khác biệt, từ đó điều chỉnh các thông số để phù hợp với điều kiện thực tại Dựa trên thông số đã điều chỉnh, tính toán các thông số sao cho phù hợp với các chế độ khai thác trong tương lai

Đề tài sẽ tập trung chủ yếu vào việc tính toán tổn hao áp suất sau khi đã xác định được mô hình dòng chảy trong tuyến ống vận chuyển từ giàn DH-02 sang DH-

01 tại các phân đoạn có chênh cao khác nhau Cụ thể tại 05 phân đoạn ống xuyên

suốt nội mỏ (đoạn ống đứng từ giàn DH-02 xuống đáy biển, đoạn bằng từ đáy biển tới giàn DH-01, đoạn nằm vắt lên phao đỡ trung gian, đoạn thả tự do trong nước biển

và đoạn lên trên giàn DH-01)

Việc tính toán thủy lực sẽ dựa chế độ dòng chảy trong tuyến ống thuộc chế độ dòng chảy nào (dòng chảy tầng, dòng chảy rối, dòng phun, dòng nút, dòng vành xuyến, dòng chuyển tiếp và dòng tràn) Sau khi đã có tính toán đầy đủ về chế độ dòng chảy, xác định tổn hao áp suất cuối cùng tại đoạn cuối tuyến ống lưu lượng dầu

và khí cần yêu cầu vận chuyển theo các giai đoạn khác nhau đồng thời dựa trên cơ sở thực tiễn nội mỏ (yếu tố vận hành của các thiết bị)

Để nhằm đánh giá được tác động tổn hao áp suất trên tuyến ống, mối quan hệ dòng chảy đa pha trong tuyến ống của Beggz và Brill được áp dụng cho đề tài Lý thuyết Beggz và Brill sẽ dựa trên lưu lưu lượng dầu-khí yêu cầu cần vận chuyển, xác định ngược lại thể tích thực trong quá trình vận chuyển Trên cơ sở đó tính toán tỷ phần chất lỏng tại các đoạn ống, hệ số dòng (hệ số Froude) và các mối quan hệ dòng chảy giữa pha lỏng và pha khí để các định tỷ trọng thực, hệ số ma sát thực, độ nhớt thực Các thông số trên sẽ được phục vụ cho công tác tính toán tổn hao áp suất tại các đoạn ống có độc chênh cao khác nhau, dọc theo đường đi của tuyến ống từ giàn DH-02 sang DH-01

Đề tài đã chỉ ra được cụ thể mô hình dòng chảy tại các phân đoạn ống cũng như tổn hao áp suất toàn bộ ở các chế độ khai thác khác nhau ở thời điểm hiện tại cũng như tương lai ở các chế độ khai thác khác nhau Dựa trên kết qủa đó để xác định các biện pháp tối ưu hóa quá trình vận chuyển, phù hợp với điều kiện thực tiễn tại mỏ

7 Ý nghĩa thực tiễn của đề tài

Từ kết quả đạt được qua toán thủy lực, xác định được mô hình dòng chảy trong tuyến ống ở các phân đoạn khác nhau, xung áp xuất biến thiên trong tuyến ống ở các phân đoạn này có ảnh hưởng tới cấu trúc của tuyến ống hay không Từ đó đưa ra giải pháp tăng/giảm áp suất, lưu lượng dầu-khí nhằm đảm bảo tuyến ống không bị xung động mạnh bởi biến thiên áp suất Ngoài ra còn xác định được mức độ giảm áp trong tuyến ống ở các chế độ lưu lượng khác nhau, từ đó xem xét chuyển đường dầu nhận

từ giàn DH-02 vào giàn DH-01 ở bình tách cấp nào sẽ phù hợp Đảm bảo tuyến ống được vận hành tối ưu và hiệu quả

Luận văn được chia ra thành 04 chương riêng biệt, cụ thể Chương I sẽ giới thiệu tổng quát về sơ đồ thu gom nội mỏ Chương II sẽ đi chi tiết về các tuyến ống thu gom hiện hữa, Chương III sẽ nêu lý thuyết cụ thể về mô hình dòng chảy có thể tồn tại trong tuyến ống đứng và ống xiên ở các chế độ lưu lượng khác nhau và cuối cùng Chương IV sẽ tập trung vào việc tính toán mô hình dòng chảy cũng như áp suất tổn hao trong toàn bộ tuyến ống, từ đó đưa ra giải pháp tối ưu cho quá trình vận chuyển Khối lượng tính toán của đề tài là rất lớn với đầy đủ mô hình khai thác ở thời điểm hiện tại cũng như trong tương lai

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN HỆ THỐNG THU GOM Ở MỎ ĐẠI HÙNG

Mỏ Đại Hùng thuộc lô 05-1a, nằm phía Đông-Bắc Bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ khoảng 250km (Hình 1.1), Mỏ được khai thác tại khu vực có mực nước sâu trung bình 110m

Hình 1.1: Sơ đồ lô 05-1a, Mỏ Đại Hùng

Sử dụng giàn bán tiềm thủy (Floating Production Unit -FPU) DH-01 kết nối với 12 giếng ngầm Dầu được khai thác từ 11 giếng, giếng còn lại dùng cho công tác bơm ép (giếng 4P thuộc khối L) duy trì áp suất vỉa Có 03 giếng tạo thành cụm ngay dưới giàn (1P, 2P và 3P) trong khi các giếng khác có vị trí xa giàn DH-01 (4X, 4P, 5P, 6P/7P, 7X, 8P, 9P, 10P và 12X Các giếng được kết nối với giàn DH-01 thông qua 01 đường

ống khai thác mềm và 01 đường ống mềm dùng cho công tác tuần hoàn, thu và nhận thoi đường kính ống 75mm và mỗi giếng có 01 đường điều khiển thủy lực điều khiển

hệ thống thiết bị ngầm Dầu thô khai thác từ giếng được xử lý trên giàn DH-01 sau đó được bơm sang tàu chứa nổi, tàu được neo giữ tại vị trí thông qua phao neo tàu Dầu thô được bơm tới phao neo tàu thông qua 02 đường ống mềm có đường kính trong 150mm, sau đó từ phao neo tàu dầu được đẩy sang tàu chứa bằng ống mềm nổi Khí tách ra khỏi dầu được đốt tại chỗ và không có thiết bị thu gom khí trên giàn DH-01

Giàn DH-02 là giàn đầu giếng cố định, được thiết kế không người ở, hiện tại khai thác dầu từ 06 giếng (12P, 13P, 14P, 15P, 16P và 17P) Chất lưu từ giếng được tách khí thông qua bình tách cao áp, dầu được dẫn sang giàn DH-01 cho công tác tách sâu thông qua 02 đường ống mềm đường kính 150mm với khoảng cách 5km, khí được đốt

bỏ Toàn bộ hoạt động vận hành trên giàn được điều khiển thông qua 01 dây cáp ngầm (Hình 1.2)

Hình 1.2: Thiết bị nội Mỏ Đại Hùng, lô 05-1a

WHP-DH-02

FSO

4P

9P 10P 4X

2P 3P 1P

7X

FPU DH-01

CALM Buoy

MDB 5P

6P/7P

MDB

1.1 Giàn xử lý trung tâm DH-01

1.1.1 Khối thƣợng tầng

Giàn DH-01 (Hình 1.3) là giàn bán tiềm thủy do công ty Aker Engineering thiết

kế và xây dựng năm 1974 dưới dạng giàn khoan nổi Năm 1984, công ty Hamilton Oil hoán cải thành cụm giàn khai thác nổi dùng để khai thác tại Mỏ Argyll/Duncan/Innes thuộc khu vực biển bắc của Mỹ Đầu năm 1994 nó được kéo tới lô 05-1a phục vụ khai thác khu vực mỏ Đại Hùng và dòng dầu đầu tiên được khai thác tại đây vào tháng 10/1994 Giàn DH-01 được neo tại chỗ thông qua hệ thống xích neo

Bảng 1.1: Thông số giàn DH-01

Kích thước Chiều dài Pontoon 108,2 m

Chiều rộng thiết kế 67,36 m Chiều dài boong chính 68,6 m Chiều cao tới boong chính 36,6 m Chiều rộng boong chính 60,92 m Mớm nước tối đa 21,3 m

Lượng giãn nước 20.983 MT (ở mớn nước 21,3 m)

Hình 1.3: Giàn DH-01

Sơ đồ xử lý trên giàn DH-01 (Hình 1.4) bao gồm:

- Hệ thống bình tách gồm bình tách cấp 1 luôn duy trì ở áp suất 11 bar để cung cấp khí cho chạy máy phát điện, bình tách đo cho kiểm tra thông số giếng, bình tách cấp 2 và bình chứa

- Hệ thống xử lý nước khai thác cho công tác xả biển, bao gồm các bình xoáy

ly tâm để tách dầu ra khỏi nước, bình chứa nước tách, hệ thống đo hàm lượng dầu trong nước

- Cụm phân dòng gồm các tuyến ống thu gom từ giếng, cụm phóng và nhận thoi

- Bồn thải kín chứa dầu trong quá trình vận hành từ các bình tách, cụm phân dòng Bồn thải hở chứa dầu xả, hóa chất từ công tác thí nghiệm, dầu/nhớt thải từ động cơ, máy bơm,…

- Bình chứa dầu tạm chứa dầu được bơm lên từ bồn thải kín và hở cho quá trình tách tạm thời trước khi được bơm đẩy trở lại và bình tách cấp 1

- Hệ thống tháp đuốc gồm cao áp (đốt khí từ bình tách cấp 1, bình tách đo,

bình tách cấp 2) và thấp áp (đốt khí bình chứa dầu tạm, bình chứa nước tách, bồn thu gom kín)

1.1.2 Các trang thiết bị ngầm

- 12 đầu giếng ngầm trong đó có 06 đầu giếng ngầm thuộc loại cây thông khai thác đứng (1P, 2P, 3P, 4P, 5P, 4X), 06 đầu giếng ngầm thuộc loại cây thông khai thác nằm ngang (6P/7P, 7X, 8P, 9P, 10P, 12X)

- 04 pheo neo trung gian cho công tác nâng đỡ các tuyến ống, đường điều khiển

- 04 Đế tải trọng giữ các phao neo trung gian

- 08 sợi xích kích thước 98mm, tổng chiều dài 9,200m, tổng trọng lượng 1,992 tấn

- 08 sợi xích neo phao neo tàu kích thước 76mm, tổng chiều dài 5,824m, tổng trọng lượng 736.736 tấn

- 24 tuyến ông dẫn dầu khai thác từ các giếng với tổng chiều dài 36,201m

- 12 tuyến ống điều khiển ngầm với tổng chiều dài 18,279m

Hình 1.4: Sơ đồ xử lý trên Giàn DH-01

1.2 Giàn đầu giếng

Giàn đầu giếng DH-02 (Hình 1.5) với 12 giếng khoan nằm về phía Tây Nam so với giàn DH-01 với khoảng cách xấp xỉ 5km Giàn đầu giếng thuộc dạng giàn vận hành không người Hiện giàn DH-02 đang khai thác dầu từ 06 giếng (12P, 13P, 14P, 15P, 16P and 17P) 02 giếng cuối cùng (18P và 19P) dự định sẽ được đưa vào khai thác cuối năm 2014

1.2.1 Khối thƣợng tầng giàn đầu giếng DH-02

Khối thượng tầng được thiết kế cho với 12 giếng khoan bao gồm 03 sàn chính: sàn dưới sàn hầm (Sub cellar deck), sàn hầm (Cellar deck) và sàn chính (Main deck) Bên cạnh đó một sàn sân bay được thiết kế, lắp đặt trên khối thượng tầng

để tiếp nhận trực thăng Eurocopter Supper Puma 332 L2 nhằm phục vụ công tác vận chuyển người và thiết bị Các cấu trúc khác trên khối thượng tầng bao gồm một sàn tiếp cận đầu giếng, tháp đuốc, nơi tạm trú, phòng thiết bị chuyển mạch, phòng biến áp và phòng điều khiển điện & thiết bị

Hệ thống thiết bị chính giàn DH-02 (Hình 1.7) bao gồm:

- Hệ thống bình tách và kiểm tra công nghệ (gồm bình tách cao áp và bình

tách thử nghiệm) với thiết bị đo lường dầu, khí đốt và nước

- Hệ thống nước thải (kín) tích hợp với thiết bị lọc cao áp

- Hệ thống nước thải (hở) và bể nước thải (hở)

Khối thượng tầng nặng khoảng 1,115 tấn, bao gồm:

- Kết cấu các sàn chính và hệ thống thiết bị 989 tấn

- Tháp đuốc 51 tấn

- Sàn sân bay 75 tấn

1.2.2 Khung dẫn hướng khoan và chân đế giàn đầu giếng DH-02

Khung dẫn hướng khoan (Hình 1.6) sớm được sử dụng với mục đích khoan khi chưa có giàn đầu giếng Chân đế được thiết kế để lắp đặt bên trên khung dẫn hướng khoan Chân đế được giữ cố định bởi 4 cụm cọc, mỗi cụm với 02 cọc váy

Kết cấu chân đế nặng khoảng 6,388 tấn, bao gồm:

- Chân đế 4,520 tấn

- Cọc váy 1,868 tấn

- Khung dẫn hướng khoan

Hình 1.6: Chân đế giàn đầu giếng DH-02

Hình 1.7: Sơ đồ xử lý giàn DH-02

1.3 Phân loại đường ống trong khu vực phạm vi nội mỏ

1.3.1 Tại khu vực giàn DH-01

1.3.1.1 Đường ống thu gom

Là toàn bộ tuyến ống thu gom sản phẩm khai thác từ 12 đầu giếng ngầm Mỗi giếng sẽ có 02 tuyến ống thu gom (tuyến thu gom chính và tuyến thu gom nhánh) dùng cho việc vận chuyển luân phiên, gọi dòng và thu/phóng thoi Tuyến ống này gồm 02 đoạn ống: đoạn dao động và đoạn cố định

Đoạn ống dao động: là đoạn từ điểm chạm đáy biển đi lên trên giàn DH-01 Đặc điểm chung của giàn DH-01 là không ổn định, luôn có hoạt động di chuyển lên, xuống, xoay và nó yêu cầu đoạn ống này phải tương thích với hoạt động đó ở giới hạn cho phép Thiết kế đoạn ống này chịu được sức uốn, kéo, nén, có độ đàn hồi, Nó được kẹp chắc trên thân và được nâng đỡ bởi các phao neo trung gian nhúng chìm trong nước, được sắp xếp theo dạng “steep S” hay “lazy S” (việc xắp xếp này phụ thuộc vào

sự kết nối tới đáy biển, đi lên tự do theo chiều thẳng đứng hay xếp lớp ở đáy biển trước sau đó đi lên) Phần ống không bị kẹp (phần tự do) chịu tác động của sự di chuyển và linh động, điều này tránh được vấn đề nâng kên, hạ xuống khi có hoạt động thủy triều

và các dòng hải lưu

Đoạn ống cố định: chạy từ điểm chạm đáy biển tới đầu giếng ngầm Đoạn ống này không chịu dao động sóng và hoạt động nâng hạ, tuy nhiên nó chịu tác động dòng hải lưu và các hoạt động dịch chuyển lớp đáy biển

Phần cố định

Bán kính làm

việc

chứa không khí trong môi trường nước biển

21.14 kg/m3

17.78 kg/m3

26.19 kg/m3

22.83 kg/m3

b) Ống thu gom cứng

Toàn bộ tuyến ống được kết nối với đường ống mềm dao động lên tới cụm phân dòng, tuyến ống dẫn tới ống gom vào bình tách và tuyến ống gom dẫn vào bình tách (cấp 1 và bình đo) Tất cả đều được chế tạo bằng thép carbon

- Tuyến ống tới cụm phân dòng có đường kính 75mm, áp suất thiết kế 6.100psi

- Tuyến ống dẫn tới ống gom vào bình tách có đường kính 100mm, áp suất thiết kế 6.100psi

- Tuyến ống gom dẫn vào bình tách cấp 1 có đường kính 400mm, vào bình tách đo có đường kính 150mm và áp suất thiết kế 1.500psi

- Tuyến ống từ bình tách cấp 1 xuống bình tách cấp 2 có đường kính thay đổi

từ 200mm đến 300mm, áp suất thiết kế 300psi

- Tuyến ống từ bình tách đo xuống bình tách cấp 2 có đường kính 150mm, áp suất thiết kế 300psi

- Tuyến ống từ bình tách cấp 2 xuống bình chứa có đường kính 200mm, áp suất thiết kế 150psi

- Các đường dẫn từ bình tách xuống bồn thải kín và hở chủ yếu có 02 cấp đường kính 50mm và 75mm, áp suất thiết kế 150psi

- Tuyến ống từ bình tách cấp 1 có đường kính từ 200mm tới 300mm, áp suất thiết kế 150psi

- Tuyến ống từ bình tách đo có đường kính từ 150mm tới 200mm, áp suất thiết

kế 150psi

- Tuyến ống từ bình tách cấp 2 có đường kính 100mm, áp suất thiết kế 150psi

- Tuyến ống xả lên tháp đuốc gồm ống cao áp có đường kính 300mm, thấp áp

có đường kính 150mm, áp suất thiết kế 150psi

1.3.1.3 Đường ống vận chuyển

Là tuyến ống vận chuyển dầu đã tách sạch khí và nước sang tàu chứa, nó bao gồm đoạn ống thép cứng dẫn từ bình chứa qua máy bơm tới chân giàn và đoạn ống mềm từ chân giàn sang tàu chứa

- Đoạn ống cứng có đường kính 250mm, áp suất thiết kế150psi

- Đoạn ống mềm từ chân giàn sang tàu chứa có đường kính 150mm, áp suất thiết kế 203psi

1.3.2 Tại khu vực giàn DH-02

a) Ống thu gom

- Là toàn bộ tuyến ống dẫn chất lưu khai thác từ các đầu giếng vào tới đường gom bình tách cao áp, bình tách đo và đường gom vào bình tách cao áp, bình tách đo

- Tuyến ống từ giếng tới đường gom có đường kính 150mm, áp suất thiết kế 1.500psi

- Tuyến ống gom tới bình tách cao áp có đường kính 700mm, áp suất thiết kế 1.500psi

- Tuyến ống gom tới bình tách đo có đường kính 300mm, áp suất thiết kế 1.500psi

b) Ống xả

- Bao gồm toàn bộ tuyến ống dẫn chất lưu khai thác đã tách khí sang giàn

DH-01, xuống bồn chứa kín, đường khí sang bình tách condensate và đường khí

từ bình tách condensate lên tháp đuốc

- Tuyến ống dẫn sang giàn DH-01 gồm 02 đoạn: đoạn ống cứng và đoạn ống mềm

+ Đoạn ống cứng có đường kính 150mm, áp suất thiết kế 551psi

+ Đoạn ống mềm có đường kính 150mm, áp suất thiết kế 551psi

- Tuyến ống xuống bồn chứa kín có đường kính chủ yếu là 50mm và 100mm,

áp suất thiết kế 150psi

- Tuyến ống sang bình tách condensate có đường kính thay đổi từ 400mm lên tới 500mm, áp suất thiết kế 150psi

- Tuyến ống lên tháp đuốc có đường kính 60mm, áp suất thiết kế 150psi

CHƯƠNG II: THÀNH PHẦN VÀ TÍNH NĂNG TUYẾN THU GOM KÍN TỪ

GIÀN DH-02 ĐẾN GIÀN DH-01

2.1 Đặc tính tuyến ống

02 tuyến ống được thiết kế cho công tác có thể vận chuyển tối đa lưu lượng khai thác (25,000 thùng) Cặp đường ống này có thể cho phép liên thông với nhau qua hệ thống van cách ly cho công tác bơm rửa hoặc tuần hoàn khi cần thiết

Các thành phần của tuyến ống bao gồm:

2.1.1 Cụm phóng và nhận con thoi

Cụm phóng thoi được đặt trên giàn DH-02, được nối với tuyến ống ngay phía sau bình tách và được cách ly với chất lưu vận chuyển trong tuyến ống bằng các cụm van cách ly

Cụm nhận thoi được đặt trên giàn DH-01, được phân tách trên đường nhận chất lưu từ DH-02 trước khi vào bình tách cấp 1, cấp 2 và bình chứa trên giàn DH-

01

Trên cụm phóng thoi và nhận thoi (Hình 2.1) có các đồng hồ theo dõi áp suất (theo dõi áp suất trong suốt quá trình phóng và nhận thoi, thông thường khi có nhiều paraffin lắng đọng, áp suất đầu phóng luôn hiển thị mức cao, áp suất đầu nhận hiên thị mức thấp) và cờ hiển thị (theo dõi tình trạng thoi đã đi hoặc đến hay chưa, phần lá thép hiển thị sẽ gập xuống nếu thoi đã đi hoặc đến)

Hình 2.1: Sơ đồ cụm phóng và nhận thoi

Cụm phóng thoi

Cụm nhận thoi

Điểm cuối của tuyến ống được gắn với đoạn ống mềm bố trí trên bề mặt đáy biển (Hình 2.3)

Hình 2.3: Điểm kết nối ống cứng và ống mềm tại đáy biển

Áp suất cực đại barg 41,80

Góc nghiêng so với phương

2.1.3.1 Sơ đồ bố trí tuyến ống

a) Đoạn từ mốc 0 tới 1.000m

Trong khu vực bố trí 1.000m đoạn ống đầu tiên (Hình 2.4), bề mặt đáy biển tương đối bằng phẳng Bề mặt đáy biển chủ yếu là cát tinh, bên dưới lớp cát là lớp sét mềm Đoạn lõm sâu nhất thuộc đoạn chiều dài từ 250m tới 750m Chênh lệch độ cao lớn nhất trong đoạn này khoảng 1m

Hình 2.4: Sơ đồ mốc 0÷1.000m

b) Đoạn từ mốc 1.000m tới 2.250m

Trong đoạn này, bề mặt đáy biển có sự chênh lệch độ cáo khá lớn tại hai vị trí, trong khoảng 1.000m tới 1.250 m và khoảng 2.000m tới 2.250m Cả hai vị trí bề mặt đáy biển đều lõm xuống và độ chênh cao là khá lớn (khoảng 3m) Trong khoảng 1.250 tới 2.000m bề mặt đáy biển rất bằng phẳng (Hình 2.5)

c) Đoạn từ mốc 2.250m tới 3.500m

Trong khu vực này địa hình bề mặt đáy biển rất ghồ ghề, trong khoảng 2.500m tới 2.750m, bề mặt đáy biển nâng cao lên (chênh lêch độ cao khoảng 7m so với điểm đầu), sau đó địa hình giảm xuống trong đoạn từ 2.750m tới 3.250m, tới điểm thấp nhất

ở chiều sâu 111m, từ đoạn 3.250m địa hình nâng dần lên tới chiều sâu khoảng 106m trong đoạn từ 3.250m tới 3.500m (Hình 2.6)

Hình 2.6: Sơ đồ mốc 2.250÷3.500m

d) Đoạn từ mốc 3.500m tới 4.497m

Trong đoạn này địa hình đáy biển ghồ ghề hơn so với đoạn trên, từ 3.500m tới 3.750 địa hình hạ xuống từ chiều sâu 108m tới chiều sâu 110m và nâng lên tới chiều sâu 106m Đoạn từ 3.750m tới 4.000 địa hình lõm hẳn xuống, từ độ sâu 106 xuống 111m Đoạn còn lại địa hình nâng lên từ 111m tới 106m (Hình 2.7)

Bảng 2.3: Thông số các lớp tuyến ống tĩnh

(mm)

Hệ số dẫn nhiệt nhiệt, W/m 0 C

Flexinsul PP Sytactic Foam, PT

Flexinsul PP Sytactic Foam, PT

Hình 2.8: Sơ đồ bố trí các lớp

Bảng 2.4: Thông số kỹ thuật chi tiết

Trọng lượng chứa không khí trong

môi trường nước biển

Trọng lượng chứa nước biển trong

môi trường nước biển

Hình 2.9: Sơ đồ bố trí tuyến ống động

Phao neo trung gian được đặt ở chiều sâu 30m (tính từ mặt biển) và được giữ ổn định nhờ 02 xích neo đường kính 130mm xuống đế tải trọng Trên thân phao có các rãnh dẫn hướng để cố định vị trí của ống mềm khai thác (Hình 2.10)

Phao neo

Xích neo phao

2.1.4.2 Đặc điểm tuyến ống

Tuyến ống được xây dựng từ 11 lớp (Hình 2.11) và nằm trong tầng chịu dao động sóng, chịu tác động của các dòng hải lưu, hoạt động nâng hạ của hải triều và của giàn DH-01

Flextensile 1 Carbon steel 2,01 45,000

Hình 2.11: Sơ đồ bố trí các lớp Bảng 2.7: Thông số kỹ thuật chi tiết