Đang tải... (xem toàn văn)
CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MỎ NAM RỒNG ĐỒI MỒI 1.1. Mỏ Nam Rồng Đồi Mồi Cấu tạo Nam Rồng – Đồi Mồi nằm trên diện tích hai lô có giấy phép hoạt động dầu khí riêng biệt trong Bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam: Mỏ Nam Rồng thuộc lô 091 do Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro điều hành, phát hiện năm 2005 và mỏ Đồi Mồi thuộc lô 093 do công ty ViệtNgaNhật (VRJ) phát hiện năm 2006. Với vị trí địa lý nằm sát kề mỏ Nam Rồng Đồi Mồi và Rồng thuộc lô 091 của Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro, lại có diện tích chồng lấn nên Mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi ra đời do chủ trương hợp nhất hai mỏ lại với nhau. Đây là mỏ dầu hợp nhất có cấu tạo phức tạp và việc thiết kế khai thác phải có một hoạch định kinh tế kỹ thuật riêng biệt mới có thể nâng cao hiệu quả phát triển mỏ. Nhận thấy việc hợp nhất mỏ để tận dụng tối đa nguồn lực, kinh nghiệm, hệ thống thu gom vận chuyển và xuất dầu, đảm bảo an toàn và hiệu quả khai thác sớm mỏ Nam Rồng Đồi Mồi, nhằm giảm thiểu chi phí về đầu tư, hình thành mô hình hợp nhất, phát triển và điều hành chung là cần thiết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chỉ đạo kết nối mỏ Nam Rồng Đồi Mồi vào hệ thống khai thác liên hoàn trên mỏ Nam Rồng Đồi Mồi và Rồng thuộc Lô 091. Ngày 26062009, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, OAO Zarubezhneft, Tổng công ty thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP), Công ty Dầu khí Nhật Bản Idemitshu CuuLong đã ký Thỏa thuận hợp nhất và phát triển mỏ Nam Rồng–Đồi Mồi tại Lô 091 và Lô 093. Trên cơ sở này, LD Vietsovpetro và Công ty dầu khí VRJ cùng Tổ tư vấn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã soạn thảo “Thỏa thuận điều hành chung mỏ Nam Rồng Đồi Mồi” trình tổ hợp nhà thầu nói trên xem xét, đàm phán và thỏa thuận được ký kết ngày 09122009. Tổ hợp nhà thầu đã chỉ định Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro là Nhà điều hành mỏ Nam Rồng Đồi Mồi. Thoả thuận đã bao quát các nguyên tắc điều hành chung, cũng như qui định trách nhiệm, nghĩa vụ và quyền lợi của Nhà điều hành. Trong đó qui định vai trò của VRJ là người đại diện, thực hiện trách nhiệm và nghĩa vụ của các Nhà thầu tổ hợp lô 093, bao gồm cả việc ký kết các thoả thuận dịch vụ với Vietsovpetro khi Vietsovpetro cung cấp dịch vụ cho mỏ Nam Rồng Đồi Mồi. Tiếp sau đó là các bên đã tiến hành đàm phán và ký các thỏa thuận như: Vận hành mỏ, Phân chia sản phẩm, Thỏa thuận bốc dầu, Thỏa thuận dịch vụ và các văn bản khác liên quan đến đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử, xây dựng mỏ, v.v...
1 LỜI NÓI ĐẦU Từ năm 1986 ngành dầu khí đón dòng dầu khai thác đầu tiên, đến ngành dầu khí quốc gia Việt Nam đóng góp lớn vào ngân sách nước nhà Và nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn chỗ dựa vững cho nghiệp công nghiệp hóa, đại hóa đất nước Tuy nhiên dầu khí Việt Nam chủ yếu khai thác khơi, tập trung vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam, độ sâu nước biển không lớn trải dài diện tích rộng Hiện nguồn dầu khí khai thác mỏ giảm dần, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam tiếp tục tìm kiếm, thăm dò phát mỏ Những năm gần mỏ phát có trữ lượng không lớn, mà việc khai thác, thu gom, xử lý vận chuyển cho có hiệu quan trọng, Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi số Được cho phép môn Khoan- Khai thác, khoa Dầu khí trải qua trình thực tập Phòng Nghiên cứu vận chuyển dầu khí- Liên doanh Vietsovpetro, hướng dẫn ThS Nguyễn Văn Thành, em chọn đề tài :“Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) RP1” Đồ án chia thành chương: Chương 1: Tổng quan Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Chương 2: Tổng quan hệ thống đường ống vận chuyển dầu Chương 3: Dòng chảy chất lỏng đường ống tính toán công nghệ Chương 4: Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) RP-1 Chương 5: An toàn lao động bảo vệ môi trường Mặc dù em cố gắng tìm hiểu nghiên cứu tài liệu có liên quan để xây dựng đồ án, kinh nghiệm thiếu trình độ hạn chế, nên đồ án chắn nhiều thiếu sót, em mong nhận quan tâm, góp ý tất thầy giáo, cô giáo bạn để sau tiếp xúc với môi trường công việc giải vấn đề tốt Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày 06 tháng 06 năm 2016 Sinh viên Lê Chiến Thắng CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MỎ NAM RỒNG- ĐỒI MỒI 1.1 Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Cấu tạo Nam Rồng – Đồi Mồi nằm diện tích hai lô có giấy phép hoạt động dầu khí riêng biệt Bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam: Mỏ Nam Rồng thuộc lô 09-1 Liên Doanh Việt - Nga Vietsovpetro điều hành, phát năm 2005 mỏ Đồi Mồi thuộc lô 0-93 công ty Việt-Nga-Nhật (VRJ) phát năm 2006 Với vị trí địa lý nằm sát kề mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Rồng thuộc lô 09-1 Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro, lại có diện tích chồng lấn nên Mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi đời chủ trương hợp hai mỏ lại với Đây mỏ dầu hợp có cấu tạo phức tạp việc thiết kế khai thác phải có hoạch định kinh tế - kỹ thuật riêng biệt nâng cao hiệu phát triển mỏ Nhận thấy việc hợp mỏ để tận dụng tối đa nguồn lực, kinh nghiệm, hệ thống thu gom vận chuyển xuất dầu, đảm bảo an toàn hiệu khai thác sớm mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi, nhằm giảm thiểu chi phí đầu tư, hình thành mô hình hợp nhất, phát triển điều hành chung cần thiết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đạo kết nối mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi vào hệ thống khai thác liên hoàn mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Rồng thuộc Lô 09-1 Ngày 26/06/2009, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, OAO Zarubezhneft, Tổng công ty thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), Công ty Dầu khí Nhật Bản Idemitshu CuuLong ký Thỏa thuận hợp phát triển mỏ Nam Rồng–Đồi Mồi Lô 09-1 Lô 09-3 Trên sở này, LD Vietsovpetro Công ty dầu khí VRJ Tổ tư vấn Tập đoàn Dầu khí Việt Nam soạn thảo “Thỏa thuận điều hành chung mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi” trình tổ hợp nhà thầu nói xem xét, đàm phán thỏa thuận ký kết ngày 09/12/2009 Tổ hợp nhà thầu định Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro Nhà điều hành mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi Thoả thuận bao quát nguyên tắc điều hành chung, qui định trách nhiệm, nghĩa vụ quyền lợi Nhà điều hành Trong qui định vai trò VRJ người đại diện, thực trách nhiệm nghĩa vụ Nhà thầu tổ hợp lô 09-3, bao gồm việc ký kết thoả thuận dịch vụ với Vietsovpetro Vietsovpetro cung cấp dịch vụ cho mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi Tiếp sau bên tiến hành đàm phán ký thỏa thuận như: Vận hành mỏ, Phân chia sản phẩm, Thỏa thuận bốc dầu, Thỏa thuận dịch vụ văn khác liên quan đến đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử, xây dựng mỏ, v.v Tổ hợp bên tham gia triển khai lập dự án khai thác sớm, lên phương án, kế hoạch thiết kế xây dựng mỏ Vietsovpetro khẩn trương xây dựng giàn khoan khai thác RC-4 RC-DM, cải hoán giàn RP-1, xây dựng 122 km hệ thống đường ống ngầm nội mỏ, khoan hoàn thiện giếng khai thác… Với kinh nghiệm thực tế quý báu, Vietsovpetro hoàn thành toàn khối lượng công việc khổng lồ thời gian 15 tháng Đây công trình dầu khí biển có tốc độ xây dựng nhanh thềm lục địa Việt Nam Ngày 29/12/2009, vào lúc 11h15’, Vietsovpetro tiến hành gọi dòng giếng khoan DM-2X Giếng khoan cho dòng dầu tự phun với lưu lượng 525 tấn/ngày (3940 thùng/ngày) côn 21 mm Ngày 26/1/2010, dòng sản phẩm thương mại mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi công bố đến ngày 29/1/2010 bắt đầu triển khai dịch vụ Như vây, toàn trình thăm dò đàm phán hợp mỏ, khai thác chung, điều hành chung, xây dựng công trình biển, xây dựng đường ống ngầm, hoàn thiện giếng, gọi dòng giếng khoan đưa vào khai thác thực hoàn tất vòng năm (2007-2009), kỷ lục tốc độ triển khai phối hợp thực bên nhà thầu với hỗ trợ tích cực Chính phủ Việt Nam, Bộ Công thương, Bộ Kế hoạch-Đầu tư Đại diện trực tiếp nước chủ nhà Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Vượt qua bao khó khăn ban đầu từ công việc kết nối hợp vận hành khai thác sớm mỏ hợp Nam Rồng- Đồi Mồi, sản lượng dầu khai thác năm trì tốt nhờ vào lao động sáng tạo tập thể công nhân viên Viesovpetro VRJ Để có sản lượng ổn định, Vietsovpetro không ngừng áp dụng nhiều giải pháp kỹ thuật công nghệ như: Xử lý vùng cận đáy giếng khoan, xử lý lắng đọng paraffin thành giếng khoan, hoàn thiện công nghệ thu gom dầu, áp dụng phương pháp khai thác gaslift, tối ưu hoá chế độ giếng, trì áp suất vỉa bằng bơm ép… Năm 2010 khai thác 122.306 tấn, năm 2011 290.472 tấn, năm 2012 298.237 tháng đầu năm 2013 164.066 Từ bắt đầu khai thác đến nay, Vietsovpetro có 520.000 làm việc liên tục an toàn Vào lúc 17h05 ngày 04 tháng 09 năm 2013, dầu thứ triệu khai thác từ mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Đây kết đánh dấu thành công ý tưởng hợp điều hành chung Điều khẳng định Vietsovpetro có đầy đủ tiềm lực, tiềm to lớn người, kinh nghiệm, thiết bị công nghệ việc thiết kế, xây dựng công trình biển vận hành khai thác dầu khí Thành công mở hướng đi, mô hình hợp tác hiệu mới: mô hình hợp nhất, phát triển điều hành chung mỏ Dự án Nam Rồng – Đồi Mồi giúp Vietsovpetro có thêm phương án việc hoạch định chiến lược phát triển sản xuất kinh doanh tương lai Cụ thể sử dụng mô hình sở hợp tác nhà thầu dầu khí hoạt động vùng lân cận lô 09-1 09-3 Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi 1.2 Tính chất hóa lý dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi 1.2.1 Thành phần Bảng 1.1 : Các thành phần đặc trưng dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi STT Thông số (1) (2) 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 Tầng Mioxen Tầng Oligoxen (4) (3) Thành phần vật lý 0,8663 0,8506 Trọng lượng riêng dầu (γ) 200C – G/cm3 Độ nhớt động lực (µ) – MPa.S Ở 500C 12,3007 6,635 Ở 70 C 6,6313 3,93 Độ nhớt động học (υ) – mm /s Ở 500C 14,532 9,855 Ở 70 C 7,965 5,268 Nhiệt độ đông đặc - 0C 33,1 34,9 Nhiệt độ bão hòa parafin - C 56,1 59,9 Nhiệt độ chảy parafin - C 58,4 57,0 Thành phần hỗn hợp % Lưu huỳnh 0,090 0,050 Nhựa hắc ín 11,42 5,52 Parafin 19,01 24,94 Muối 0,059 0,020 Nước 18,8 7,1 Tạp chất khác 0,060 0,029 Tầng Oligoxen (5) Tầng móng 0,8337 0,835 4,851 2,93 5,273 3,05 5,981 3,679 33,4 58,6 57,5 6,472 3,804 34,2 59,4 57,2 0,035 2,47 23,20 0,018 4,4 0,034 0,031 2,26 24,50 0,014 2,9 0,028 (6) Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có hai loại dầu dầu Mioxen Oligoxen Tùy loại dầu cụ thể mà có tính chất khác Tính chất đặc biệt mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi : - Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi thuộc loại nhẹ, trọng lượng riêng nằm khoảng giới hạn 0,830 ÷ 0,850 Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có tỷ 0,8319 ( 38,60API ) Dầu nhẹ tổng hiệu suất sản phẩm trắng xăng, dầu hỏa, dầu DO nhiều Đối với dầu thô Việt Nam tổng hiệu suất sản phẩm trắng chiếm từ 50 ÷ 69% trọng lượng dầu thô - Dầu thô Việt Nam loại dầu thô sạch, chứa độc tố, lưu huỳnh (chiếm 0,031% tầng móng), kim loại nặng hợp chất nitơ + Hàm lượng lưu huỳnh nên đốt trực tiếp mà không gây ô nhiễm môi trường + Hàm lượng chất nitơ dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi 0,067% thấp + Kim loại nặng: tổng hàm lượng kim loại độc Niken Vanadium dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi chí có 1,1 ppm, dầu thô nhiều nơi khác chứa gấp nhiều lần - Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có hàm lượng nhựa hắc ín lớn (chiếm 2.26%) Do ảnh hưởng lớn đến tính bám dính khả làm bền vững nhũ tương dầu, tăng độ nhớt, lắng đọng - Nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có nhiệt độ đông đặc cao khoảng 29 ÷ 340C, hàm lượng parafin dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi lớn khoảng 20 ÷ 25% Trong nhiệt độ môi trường thấp khoảng 23 ÷ 24 0C làm cho dầu thô hẳn tính linh động, xuất nhiều khó khăn vận chuyển, tồn chứa, bốc rót Đây nhược điểm dầu thô Việt Nam - Độ nhớt thông số quan trọng, thể chất chất lỏng Trong dòng chảy luôn tồn lớp chất lỏng khác vận tốc, lớp tác dụng tương hỗ lên lớp theo phương tiếp tuyến với chúng Lực có tác dụng làm giảm tốc độ với lóp chảy chậm, ta gọi nội ma sát Kết thực nghiệm xác định độ nhớt dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi bảng 1.2 Ngoài người ta xác định độ nhớt dầu theo công thức thực nghiệm : µd = µ a bd + 4(bd − 1).µ a (1.1) Trong : - bd : Hệ số giãn nở thể tích dầu nằm bề mặt (do tính đến khí dầu); - µ a : Độ nhớt tuyệt đối dầu tách khí ứng với nhiệt độ t vỉa, MPa.S; Công thức 1.1 khoảng từ áp suất khí đến áp suất bão hòa, có kể đến nén dầu mỏ áp suất cao áp suất bão hòa Bảng 1.2 : Ảnh hưởng nhiệt độ đến độ nhớt dầu t > 61oC 38oC < t ≤ 61oC µ = 0,06*e0,1*t µ = 0,03*e0,4*t µ = 3,74*e0,8*t µ = 10,2*e0,16*t 38oC < t ≤ 38oC t < 30oC - Trọng lượng riêng dầu : Trọng lượng riêng dầu phụ thuộc nhiều vào độ nhớt dầu Trong suốt trình vận chuyển dầu, nhiệt độ thay đổi dọc theo tuyến ống ( có trao đổi nhiệt với môi trường ) làm trọng lượng riêng dầu thay đổi Trọng lượng riêng dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi 20 oC γ20 = 840 ( kg/m3 ) 1.2.2 Tính chất lưu biến dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Bảng 1.3 : Tính chất lưu biến dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi trước sau xử lý hóa phẩm Nhiệt độ dầu, o C 22 24 26 28 30 Dầu chưa xử lý hóa phẩm Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo, động, Pa Pa.S 26,50 4,650 5,23 2,740 2,30 1,461 1,54 0,866 0,65 0,213 Dầu xử lý hóa phẩm Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo, động, Pa Pa.S 0,91 0,412 0,31 0,161 0,14 0,090 0,10 0,054 0,00 0,050 Hiện nay, để cải thiện tính lưu biến dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi ức chế lắng đọng parafin, nhằm mục đích bảo đảm an toàn cho vận chuyển dầu theo đường ống, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro phải sử dụng hóa chất giảm nhiệt độ đông đặc Ngoài tác dụng làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu, chất phụ gia có khả ức chế lắng đọng parafin thành ống Các tính chất lưu biến dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi xử lý bảng 3.3 Vì bơm dầu chưa xử lý hóa phẩm, công suất máy bơm đáp ứng công suất cần vận chuyển dầu thô chưa xử lý 1.2.2 Lắng đọng parafin: Dầu thuộc khu vực mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi chưa qua xử lý hóa phẩm có vận tốc lắng đọng cao nhiều so với xử lý hóa phẩm tăng nhiệt độ dầu thô lên vận tốc lắng đọng parafin giảm nhanh Bảng 1.4: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (chưa xử lý hóa phẩm) Nhiệt độ ngón tay lạnh, oC Nhiệt độ dầu, oC Thời gian thử nghiệm, Vận tốc lắng đọng parafin, g/m3/ng Dầu Bạch Hổ 24 24 24 24 23,5 23,5 23,5 23,5 38 8,0 47 7,0 50 8,0 61 8,0 Dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi 39 6,0 42 6,5 48 8,5 53 8,5 5408 5250 3203 2757 4839 4771 3697 2040 Bảng 1.5: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ Vietsovpetro (đã xử lý hóa phẩm nhiệt độ 80oC, định lượng 1000 ppm, thời gian thử nghiệm 7÷ 8h) Nhiệt độ ngón tay lạnh, oC Nhiệt độ dầu, oC Thời gian thử Vận tốc lắng đọng nghiệm, parafin, g/m3/ng Dầu Bạch Hổ 22 47 SPF 3009 22 47 SRV 2780 22 47,48 QPI 3202 Dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi 22 46 CPR 2577 22 46 SPF 2225 22 47 500 ppm SPF + 2299 500 ppm CPR CHƯƠNG II: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU 2.1 Khái quát đường ống vận chuyển dầu Đường ống vận chuyển dầu khí xây dựng nước Mỹ để vận chuyển dầu thô Trải qua hàng trăm năm phát triển, việc sử dụng đường ống dẫn dầu, khí, sản phẩm dầu mỏ khác chứng minh tính ưu việt kinh tế, hoạt động tin cậy, ổn định, thân thiện với môi trường đường ống vận chuyển so với hình thức vận chuyển khác Hệ thống thu gom dầu khí liên kết nhiều giếng khai thác khu vực xa xôi Nó phân phối dầu khí cho vùng dân cư, hộ tiêu thụ, doanh nghiệp, nhà máy nhiệt điện, nhà máy đạm, Đường ống vận chuyển dầu đa dạng đất liền, biển, nhà máy hóa học, địa hình đồi núi Đường ống dẫn vận chuyển dầu, khí từ biển vào đất liền dài hàng trăm kilômet 10 Nhu cầu tiêu thụ sản phẩm dầu khí tăng nhanh kéo theo dự án khai thác dầu khí biển Trên giới tuyến ống xây dựng vịnh Mêxico, biển Bắc, Địa Trung Hải, Australia, Đông Nam Á, Mỹ La Tinh… với quy mô, độ sâu nước lớn, kích thước đường ống tăng với phát triển khoa học kỹ thuật Tại Việt Nam, tuyến ống lắp đặt xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro xây dựng mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Đến nay, thềm lục địa nước ta có hàng ngàn kilômet đường ống loại, có đường ống mềm đường ống có kích thước lớn đưa khí vào bờ với chiều dài lên đến vài trăm kilômet Ngày ngành sản xuất công nghiệp, đường ống bể chứa nói chung sử dụng rộng rãi nhiều phạm vi khác Nó có tác dụng quan trọng việc vận chuyển cất giữ sản phẩm công nghiệp mà thiếu trình tự động hoá số ngành công nghiệp gặp nhiều khó khăn, chí không thực Đường ống bể chứa có nhiều loại kết cấu, kích thước phạm vi sử dụng khác nhau, chúng phải thiết kế, chế tạo lắp giáp sở có kỹ thuật, đảm bảo cho hệ thống hoạt động an toàn, đạt hiệu cao sử dụng Đối với ngành công nghiệp Dầu khí, việc vận chuyển sản phẩm khai thác từ mặt đất (miệng giếng) đến điểm cất chứa sản phẩm thương mại thực bằng hệ thống đường ống vận chuyển Mọi tuyến ống phải tính toán thiết kế cẩn thận sở tính toán bền, nhiệt tính toán công nghệ, đảm bảo cho trình vận hành an toàn Một tuyến ống bao gồm đoạn đầu nối phụ kiện lắp đặt kèm theo Toàn qúa trình thu gom xảy mặt đắt, miệng giếng đến trạm chứa, xuất sản phẩm thương mại Hệ thống thu gom có nhiệm vụ: - Tập hợp sản phẩm từ giếng riêng rẽ, từ khu vực mỏ lại với nhau, nhiệm vụ thu gom - Đo lường xác số lượng chất lượng thành phần sản phẩm khai thác theo mục đích khác Trước hết, chất lưu vỉa khỏi miệng giếng, trước gộp với giếng khác, ta phải biết suất chung giếng, suất riêng pha: dầu, khí, nước nhằm để biết biết tình trạng vỉa, tình trạng giếng, khác biệt so với tiêu thiết kế, từ điều chỉnh kịp thời chế độ khai thác 49 - Bơm vận chuyển dầu nóng : phương pháp trì dầu nhiệt độ cao nhiệt độ đông đặc parafin - Bơm trộn parafin với dung dịch muối dầu có độ nhớt thấp: giải pháp pha loãng dầu, giảm độ nhớt, giảm tổn hao áp suất, tăng tốc độ vận chuyển dầu giảm nồng độ parafin - Xử lý nhiệt dầu nhiểu parafin: trình nung nóng dầu đến nhiệt độ cao nhiệt độ nóng chảy parafin rắn, sau làm lạnh điều kiện thích hợp để tạo nên mạng cấu trúc tinh thể có độ bền thấp - Bơm chuyển dầu xử lý bằng hóa chất hạ điểm đông đặc: việc ứng dụng hóa phẩm hạ điểm đông đặc – chất làm giảm độ nhớt ứng suất trượt giới hạn dầu phương pháp hiệu vận tải bằng đường ống có độ nhớt cao Hiện tại, phương pháp sử dụng hiệu để vận chuyển dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi, dầu từ giàn cố định giàn công nghệ trung tâm pha trộn với hóa phẩm hoạt chất bề mặt sepaflux 500 ÷ 1000 g/tấn, xử lý nhiệt 60 oC, hạ nhiệt độ đông đặc từ 29 ÷ 33oC xuống 20 ÷ 21oC đảm bảo vận chuyển an toàn đến tàu chứa - Xử lý dầu độ nhớt cao, nhiều parafin bằng phương pháp nhiệt cấu trúc, - Bơm vận chuyển dầu với nước - Bơm chuyển dầu bão hòa khí: dầu khí vận chuyền theo 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 tốt phương pháp làm thay đổi tính lưu biến dầu thô Nét đặc trưng công nghệ bơm vận chuyển dầu bão hòa đảm bảo vận chuyển dầu pha, tức tránh cho khí tách khỏi dầu Để đạt điều đó, phải trì áp suất toàn tuyến ống cao áp suất bão hòa khí dầu 0,5MPa - Bơm vận chuyển dầu có độ nhớt cao với nước hòa tan chất hoạt tính bề mặt 4.1.4 Các thiết bị hệ thống công nghệ vận chuyển dầu Trong công nghệ vận chuyển dầu thô liên doanh Vietsovpetro sử dụng tổ hợp gồm cá thiết bị sau: - Hệ thống đường ống vận chuyển dầu: 50 Từ Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Trung tâm Rồng có mạng đường ống kết nối giàn với tạo thành hệ thống thu gom vận chuyển - Hệ thống bình tách, bể chứa, tàu chứa dầu : Ở Trung tâm Rồng bố trí tàu chứa dầu lớn tàu UBN-3 UBN-6 , sức chứa tàu khoảng 150000 dầu thô Trên tàu chứa trang bị hệ thống tách khí thứ cấp xử lý dầu cuối trước xuất Để xử lý dầu giàn cố định người ta sử dụng loại bình tách: bình tách đứng 12,5m3, bình tách ngang 25m3 bình tách áp suất thấp 100m3 Trên điểm tiếp nhận bố trí bể chứa, bể thu gom dầu từ giàn khai thác tới để bơm dầu tù chứa - Hệ thống máy bơm Ngoài có thiết bị như: thiết bị gia nhiệt, thiết bị trộn hóa phẩm chống đông sử dụng công tác vận chuyển dầu 4.2 Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM RP-1 Công nghệ khai thác, xử lý tách lọc khí, nước tạp chất loại sử dụng mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi đại, khả tách lọc cao Khảo sát thực tế từ RC-DM RP-1, ta thấy hàm lượng khí hòa tan dầu nhỏ khoảng 0,002%, áp suất ống lớn áp suất bão hòa khí nên khí đồng hành hòa tan dầu Vì tùy theo cấu trúc dòng chảy, quy cấu trúc dòng chảy pha để áp dụng phương trình tính toán thủy lực đường ống Tuy nhiên, phương pháp tính toán đường ống vận chuyển hỗn hợp lỏng - khí phức tạp lúc đưa kết đáng tin cậy Để đơn giản hóa trình tính toán, người ta sử dụng phương pháp mô Bảng 4.1: Thông số hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi STT Tuyến ống Đường kính, chiều dày D*δ (mm) Vật liệu Năm lắp đặt Chiều dài tuyến ống (m) Lưu lượng (Tấn/n gày) Áp suất làm việc (MPa) Áp suất thử (MPa) RC-DM_ RC-4 RC-4_ RC-5 RC-5_ 426*16 API-X52 3500 1500 5,2 7,8 426*16 API-X52 5600 1500 5,2 7,8 426*16 API-X52 20092010 20092010 2009- 11000 1500 5,2 7,8 51 RP-1 RP-1_ UBN-3 2010 426*16 API-X52 5900 7500 4,0 6,0 4.2.1 Sơ đồ tuyến ống số liệu tính toán Khi ống làm việc chế độ bình thường, áp suất giới hạn cho phép Áp suất đầu máy bơm, qua van chặn sau chảy vào đường ống Như vậy, áp suất sau van chặn áp suất làm việc đường ống, bỏ qua tổn thất cục không đáng kể (các khúc lượn uốn, độ dốc đường ống, độ nhám ống…), ta sơ đồ hóa đoạn đường ống cần tính bằng sơ đồ hình 4.2 Hình 4.2: Sơ đồ mô tuyến đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM RP-1 Theo bảng 4.1, tuyến đường ống vận chuyển dầu từ giàn RC-DM RC-4 có thông số: - Đường kính thiết kế: De*δ = 426mm*16mm - Vật liệu chế tạo ống: Thép API- X52 - Năm lắp đặt: 2009-2010 - Chiều dài tuyến ống: 3500 m - Áp suất làm việc: 5,2Mpa; áp suất thử: 7,8Mpa - Lưu lượng thiết kế: 1500 tấn/ngày đêm Tuyến đường ống vận chuyển dầu từ giàn RC-4 RC-5 có thông số: - Đường kính thiết kế: De*δ = 426mm*16mm - Vật liệu chế tạo ống: Thép API-X52 - Năm lắp đặt: 2009-2010 - Chiều dài tuyến ống: 5600 m - Áp suất làm việc: 5,2Mpa; áp suất thử: 7,8Mpa - Lưu lượng thiết kế: 1500 tấn/ngày đêm 52 Tuyến đường ống vận chuyển dầu từ giàn RC-5 RP-1 có thông số: - Đường kính thiết kế: De*δ = 426mm*16mm - Vật liệu chế tạo ống: Thép API-X52 - Năm lắp đặt: 2009-2010 - Chiều dài tuyến ống: 11000 m - Áp suất làm việc: 5,2Mpa; áp suất thử: 7,8Mpa - Lưu lượng thiết kế: 1500 tấn/ngày đêm Tại thời điểm tháng năm 2016, đường ống vận chuyển dầu thô với áp suất dầu thô ống đứng 0,5 ÷ 0,8MPa; nhiệt độ dầu 58 oC Lưu lượng vận chuyển 850 ÷ 1400 tấn/ngày đêm Hầu hết đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi sử dụng ống thép (ống thép đúc cán nguội) Vật liệu chế tạo thép API-X52, API-X60, …các loại thép có mô đun đàn hồi E = 1.962×10 KN/m2 Với thép API-X52, có giới hạn chảy nhỏ 359MPa; giới hạn chảy lớn 531MPa; giới hạn bền đứt nhỏ 455MPa; giới hạn bền đứt lớn 758MPa Chi tiết kỹ thuật tuyến ống: - Tuyến ống RC- DM RC- 4: Đoạn ống AB, CD nghiêng so với phương nằm ngang 85 o, để tiện tính toán, coi đoạn ống AB CD gần thẳng đứng 90o Đoạn ống BC coi nằm ngang Với chiều dài tuyến ống L = 3500m, để dễ dàng tính toán ta chia tuyến ống thành đoạn ống sau: LAM = 35m; LMB = 35m; LBN = 1750m; LNC = 1750m; LCK = 35m; LKD = 35m - Tuyến ống RC- RC- 5: Đoạn ống A1B1, C1D1 nghiêng so với phương nằm ngang 85 o, để tiện tính toán, coi đoạn ống A1B1 C1D1 gần thẳng đứng 90o Đoạn ống B1C1 coi nằm ngang Với chiều dài tuyến ống L = 5600m, để dễ dàng tính toán ta chia tuyến ống thành đoạn ống sau: LA1M1 = 35m; LM1B1 = 35m; LB1N1 = 2800m; LN1C1 = 2800m; LC1K1 = 35m; LK1D1 = 35m - Tuyến ống RC- RP- 1: Đoạn ống A2B2, C2D2 nghiêng so với phương nằm ngang 85 o, để tiện tính toán, coi đoạn ống A2B2 C2D2 gần thẳng đứng 90o 53 Đoạn ống B2C2 coi nằm ngang Với chiều dài tuyến ống L = 11000m, để dễ dàng tính toán ta chia tuyến ống thành đoạn ống sau: LA2M2 = 35m; LM2B2 = 35m; LB2N2 = 5500m; LN2C2 = 5500m; LC2K2 = 35m; LK2D2 = 35m 4.2.2 Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM RP-1 Tại thời điểm khảo sát, đường ống vận chuyển dầu thô với áp suất dầu thô ống đứng 0,5 ÷ 0,8Mpa; nhiệt độ dầu 58oC Lưu lượng vận chuyển 850 ÷ 1400 tấn/ngày đêm, ta tính tổn thất cho vài trường hợp * Trường hợp 1: Lưu lượng vận chuyển: Q = 850 tấn/ngày đêm hay 0,0118 m3/s Áp suất: P = 0,5 MPa Áp suất bão hòa khí: Pbhk = 0,024 MPa Nhiệt độ dầu vận chuyển: t = 58oC Mật độ dầu lấy tầng móng: ρ = 835,8 kg/m3 Độ nhớt động học: υ = 3,804.10-6 m2/s Đường kính ống Di = De - 2δ = 426 – 2*16 = 394 mm = 0,394 m Độ nhám tuyệt đối: e = 0,2 mm 2e 2.0,2 Độ nhám tương đối: ε = D = = 1,015.10-3 394 i Vân tốc trung bình dòng chảy ống: v = Q S Với Q = 0,0118 m3/s S tiết diện ống πDi2 3,14.0,394 = = 0,1219 m2 4 0,0118 Vậy : v = = 0,0968 m/s 0,1219 S= Hệ số Reynon (Re) tính theo công thức: Re = 0,0118.0,394 vDi = = 1222,2 3,804.10 −6 υ Ta thấy Re < 2320 , chế độ chảy dòng, theo công thức (3.26), ta có: 54 64 λ = Re λ = 0,0523 Vậy tổn hao áp suất xác định theo công thức (3.23): ∆ Pms = h.λ = λ l v2 ρ D Giá trị tổn hao áp suất ma sát dọc theo chiều dài tuyến ống đoạn được thể bảng 4.2 Bảng 4.2: Giá trị tổn hao áp suất dọc theo tuyến ống (Q = 850 tấn/ngày đêm, P = 0,5 MPa) Q ( m3/s ) v ( m/s ) Re ∆Pms ( Pa ) LAB 0.0118 0.0968 1222,2 36,385 LBC 0.0118 0.0968 1222,2 1819,27 LCD 0.0118 0.0968 1222,2 36,385 LA1B1 0.0118 0.0968 1222,2 36,385 LB1C1 0.0118 0.0968 1222,2 LC1D1 0.0118 0.0968 1222,2 36,385 LA2B2 0.0118 0.0968 1222,2 36,385 LB2C2 0.0118 0.0968 1222,2 5717,7 LC2D2 0.0118 0.0968 1222,2 36,385 2910,83 Tổng tổn hao áp suất tuyến ống là: ∆Pms = ∆PAB + ∆PBC + ∆PCD +∆PA1B1 + ∆PB1C1 + ∆PC1D1 +∆PA2B2 + ∆PB2C2 + ∆PC2D2 ∆Pms = ( 36,385 + 1819,27 + 36,385 + 36,385 + 2910,83 + 36,385 + 36,385 + 5717,7 + 36,385 )/106 ∆Pms = 10,666 × MPa Áp suất thực tế vị trí tuyến ống xác định: Tại vị trí A: 55 PA = 0,5 MPa Tại vị trí M: Vì ta giả thiết đoạn ống AB ống đứng nên PM = PA + hAM.ρ.g/106 – ΔPAB/2.106 PM = 0,5 + 35.835,8.9,81/106 – 36,385/2.106 PM = 0,787 MPa Tại vị trí B: PB = PA + hAB.ρ.g/106 – ΔPAB/106 PB = 0.5 + 70 835,8.9,81/106 – 36,385/106 PB = 1,074 MPa Tại vị trí N: Vì N, B C nằm đoạn ống ngang BC nên PN = PB – ΔPBC/2.106 PN = 1,074 - 1819,27/2.106 PN = 1,073 MPa Tương tự C: PC = PB – ΔPBC/106 PC = 1,074 - 1819,27/106 PC = 1,072 MPa Tại vị trí K: Vì C, K D nằm đoạn ống đứng CD nên PK = PC - hCK.ρ.g/106 – ΔPCD/2.106 PK = 1,072 – 35.835,8.9,81/106 – 36,385/2.106 PK = 0,785 MPa Tương tự D: PD = PC - hCD.ρ.g/106 – ΔPCD/2.106 PD = 1,072 – 70.835,8.9,81/106 – 36,385/106 PD = 0,4981 MPa Tại vị trí A1: PA1 = 0,5 MPa Tại vị trí M1: Vì ta giả thiết đoạn ống A1B1 ống đứng nên PM1 = PA1 + hA1M1.ρ.g/106 – ΔPA1B1/2.106 PM1 = 0,5 + 35.835,8.9,81/106 – 36,385/2.106 PM1 = 0,787 MPa Tại vị trí B1: PB1 = PA1 + hA1B1.ρ.g/106 – ΔPA1B1/106 56 PB1 = 0,5 + 70 835,8 9,81/106 – 36,385/106 PB1 = 1,074 MPa Tại vị trí N1: Vì N1, B1 C1 nằm đoạn ống ngang B1C1 nên PN1 = PB1 – ΔPB1C1/2.106 PN1 = 1,074 - 2910,83/2.106 PN1 = 1,0725 MPa Tương tự C1: PC1 = PB1 – ΔPB1C1/106 PC1 = 1,074 - 2910,83/106 PC1 = 1,0711 MPa Tại vị trí K1: Vì C1, K1 D1 nằm đoạn ống đứng C1D1 nên PK1 = PC1 - hC1K1.ρ.g/106 – ΔPC1D1/2.106 PK1 = 1,0711 – 35.835,8.9,81/106 – 36,385/2.106 PK1 = 0,7841 MPa Tương tự D1: PD1 = PC1 - hC1D1.ρ.g/106 – ΔPC1D1/2.106 PD1 = 1,0711 – 70.835,8.9,81/106 – 36,385/106 PD1 = 0,4972 MPa Tại vị trí A2: PA2 = 0,5 MPa Tại vị trí M2: Vì ta giả thiết đoạn ống A1B1 ống đứng nên PM2 = PA2 + hA2M2.ρ.g/106 – ΔPA2B2/2.106 PM2 = 0,5 + 35.835,8.9,81/106 – 36,385/2.106 PM2 = 0,787 MPa Tại vị trí B2: PB2 = PA2 + hA2B2.ρ.g/106 – ΔPA2B2/106 PB2 = 0,5 + 70 835,8 9,81/106 – 36,385/106 PB2 = 1,074 MPa Tại vị trí N2: Vì N2, B2 C2 nằm đoạn ống ngang B2C2 nên PN2 = PB2 – ΔPB2C2/2.106 PN2 = 1,074 - 5717,7/2.106 PN2 = 1,0711 MPa Tương tự C2: 57 PC2 = PB2 – ΔPB2C2/106 PC2 = 1,074 - 5717,7/106 PC2 = 1,0683 MPa Tại vị trí K2: Vì C2, K2 D2 nằm đoạn ống đứng C2D2 nên PK2 = PC2 - hC2K2.ρ.g/106 – ΔPC2D2/2.106 PK2 = 1,0683 – 35.835,8.9,81/106 – 36,385/2.106 PK2 = 0,7813 MPa Tương tự D2: PD2 = PC2 - hC2D2.ρ.g/106 – ΔPC2D2/2.106 PD2 = 1,0683 – 70.835,8.9,81/106 – 36,385/106 PD2 = 0,4944 MPa * Trường hợp 2: Lưu lượng vận chuyển: Q = 1400 tấn/ngày đêm hay 0,0194 m3/s Áp suất: P = 0,8MPa Các bước tính toán tương tự trường hợp Vận tốc trung bình dòng chảy ống: v= 0,0194 Q = = 0,159 m/s 0,1219 S Hệ số Reynon (Re) tính theo công thức: Re = 0,159 * 0,394 vDi = = 16468,45 3,804.10 − υ Ta thấy 2320 < Re < 59,5 ε , trạng thái dòng chảy ống dẫn vùng thủy lực phẳng λ xác định theo công thức (3.28) λ = 0,3164 λ = 0,02793 Vậy tổng hao áp suất xác định theo công thức (3.23): ∆ Pms = h.λ = λ l v2 ρ D Giá trị tổn hao áp suất ma sát dọc theo chiều dài tuyến ống đoạn được thể bảng 4.3: Tổng tổn hao áp suất tuyến ống là: ∆Pms = ∆PAB + ∆PBC + ∆PCD +∆PA1B1 + ∆PB1C1 + ∆PC1D1 +∆PA2B2 + ∆PB2C2 + ∆PC2D2 58 ∆Pms = (52,425 + 26212,556 + 52,425 + 52,425 + 41940,09 + 52,425 + 52,425 + 82382,32 + 52,425 )/106 ∆Pms = 0,151 MPa Bảng 4.3 : Giá trị tổn hao áp suất dọc theo tuyến ống (Q = 1400 tấn/ngày đêm, P = 0,8 MPa) Q ( m3/s ) v ( m/s ) Re ∆Pms ( Pa ) LAB 0,0194 0,159 16468,45 52,425 LBC 0,0194 0,159 16468,45 26212,556 LCD 0,0194 0,159 16468,45 52,425 LA1B1 0,0194 0,159 16468,45 52,425 LB1C1 0,0194 0,159 16468,45 41940,09 LC1D1 0,0194 0,159 16468,45 52,425 LA2B2 0,0194 0,159 16468,45 52,425 LB2C2 0,0194 0,159 16468,45 82382,32 LC2D2 0,0194 0,159 16468,45 52,425 Áp suất điểm tuyến cho bảng 4.4 Bảng 4.4: Giá trị áp suất dọc theo tuyến ống (Q = 1400 tấn/ngàyđêm, P = 0,8 MPa) P (MPa) P (MPa) P (MPa) Tại A 0,8 Tại A1 0,8 Tại A2 0,8 Tại M 1,087 Tại M1 1,087 Tại M2 1,087 Tại B 1,374 Tại B1 1,374 Tại B2 1,374 Tại N 1,361 Tại N1 1,353 Tại N2 1,3328 Tại C 1,3478 Tại C1 1,332 Tại C2 1,2916 Tại K 1,061 Tại K1 1,045 Tại K2 1,005 Tại D 0,7739 Tại D1 0,7581 Tại D2 0,7177 Với vận tốc nhỏ tổn thất áp suất, việc vận chuyển dầu gặp nhiều khó khăn tổn hao nhiệt áp suất lớn, thể tích đường ống lớn nên thời gian chuyển động dầu ống tăng lên, tất yếu tố làm gia 59 tăng khả lắng đọng parafin đường ống Vì đảm bảo vận chuyển dầu ta phải tăng lưu lượng vận chuyển ống đòi hỏi cải thiện mặt công nghệ khai thác để tăng sản lượng từ giàn vệ tinh Trước bơm vận chuyển dầu từ giàn vệ tinh giàn công nghệ trung tâm cần phải xử lý hóa phẩm gia nhiệt để chống lắng đọng parafin gây khó khăn cho việc vận chuyển 60 CHƯƠNG V: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 5.1 An toàn lao động Do tính chất đặc trưng ngành công nghiệp khai thác dầu khí, đặc biệt hoạt động khai thác khơi, công tác an toàn lĩnh vực khai thác dầu khí có ý nghĩa quan trọng Bảo đảm tốt công tác an toàn khai thác biển đảm bảo tính mạng người lao động tài sản nhà nước đảm bảo hiệu kinh tế hoạt động khai thác chi tiết để khắc phục hậu cố cháy, nổ, dầu khí phun đền bù thiệt hại cho việc làm ô nhiễm môi trường thiên nhiên đạt mức chi phí đầu tư ban đầu cho xây dựng công trình Những quan điểm đặt công tác an toàn công trình biển vào vị trí chủ yếu trình khai thác khơi xác định yêu cầu người làm công tác dầu khí biển bao gồm: - Trình độ đào tào nghề nghiệp cao, chấp hành nghiêm chỉnh kỷ luật công nghệ - Hiểu biết chấp hành nghiêm chỉnh yêu cầu quy phạm quy chế an toàn lao động, an toàn cháy nổ an toàn khí - Có kỹ thuật lao động, tự giác hiểu rõ trách nhiệm an toàn cho thân tập thể 5.2 Kỹ thuật an toàn thử áp lực đường ống vận chuyển dầu khí Việc thử nghiệm ống phải tiến hành điều kiện chặt chẽ theo thiết kế cần điều kiện kỹ thuật, hướng dẫn đội trưởng, kỹ sư cán kỹ thuật Các công nhân tham gia công tác thử nghiệm đóng thử hệ thống ống vào vận hành cần huấn luyện cách xả không khí khỏi hệ thống, trình tự trị số cho phép nâng giảm áp suất, phương pháp nghiệm thu gỡ thử mối hàn Không cho phép sửa chữa làm việc hệ thông chịu áp suất thử nâng cao áp suất ngược với quy định thiết kế Không siết vặn bulông đai ốc mối nối mặt bích, thiết bị ống chúng chịu áp suất từ 3KG/cm2 trở lên Không tăng áp suât cao trí số áp suất thử Không thử nghiệm đường ống với áp kế chứng kiểm tra bị hư hỏng, không xác Trước thổi rửa đường ống phải kiểm tra chi tiết độ bảo đảm phụ tùng áp lực 61 Trong trình vận chuyển dầu bằng đường ống, phát đường ống có cố phải dừng trình bơm để tiến hành sửa chữa Phải đặt đường ống dự phòng để đảm bảo độ tin cậy cao việc vận chuyển sản phẩm khai thác Đường ống dự phòng thiết kế xây dựng mỏ phải thiết kế đồng thời Tại đầu vào đầu đoạn đường ống vận chuyển phải có van chặn đóng mở hợp lý nhằm nâng cao hiệu đảm bảo an toàn, trước tiến hành vận chuyển dầu đường ống phải thử với áp suất thử cao áp suất làm việc 15 lần Khi dừng bơm thời gian dài, thiết phải thay dầu đường ống băng nước, tránh lắng đọng parafin làm tắc đường ống 5.3 Bảo vệ môi trường Ô nhiễm môi trường tác động làm thay đổi thành phần môi trường, tạo nên cân bằng trạng thái môi trường, gây ảnh hưởng xấu tới sinh vật môi trường tự nhiên Chất gây ô nhiễm môi trường chất tự nhiên vốn có tự nhiên, có hàm lượng lớn gây tác động có hại cho môi trường tự nhiên, cho người sinh vật sống Chất gây ô nhiễm tượng tự nhiên gây ô nhiễm phạm vi môi trường (núi lửa, cháy rừng, bão lụt…) hoạt động người gây nên (như hoạt động sản xuất công nghiệp, giao thông vận tải, sinh hoạt đô thị…) Trong hoạt động khai thác dầu khơi cần phải đảm bảo quy tắc bảo vệ môi trường sau: - Dầu thô rò rỉ phải thu gom bình thải - Chỉ xả bằng tiêu chuẩn cho phép xuống biển - Xỉ bẩn chất thải khác phải chứa container để chuyển đất liền - Dầu nguyên liệu nhớt rò rỉ phải thu để tái sinh bờ - Hệ thống tách làm khí phải đảm bảo hệ số tách 99% sau đưa dầu faken đốt 62 KẾT LUẬN Qua việc làm hoàn thành đồ án tốt nghiệp đề tài “ Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) RP-1”, em có kết luận sau: Với vận tốc nhỏ tổn thất áp suất, việc vận chuyển dầu gặp nhiều khó khăn tổn hao nhiệt áp suất lớn, thể tích đường ống lớn nên thời gian chuyển động dầu ống tăng lên, tất yếu tố làm gia tăng khả lắng đọng parafin đường ống Vì đảm bảo vận chuyển dầu ta phải tăng lưu lượng vận chuyển ống đòi hỏi cải thiện mặt công nghệ khai thác để tăng sản lượng từ giàn vệ tinh Trước bơm vận chuyển dầu từ giàn vệ tinh giàn công nghệ trung tâm cần phải xử lý hóa phẩm gia nhiệt để chống lắng đọng parafin gây khó khăn cho việc vận chuyển Cuối em xin chân thành cảm ơn thầy giáo môn Khoan- Khai thác, đặc biệt em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầy giáo, thạc sĩ Nguyễn Văn Thành hướng dẫn em tận tình để em hoàn thành đồ án Hà Nội, ngày 06 tháng 06 năm 2016 Sinh viên Lê Chiến Thắng 63 Tài liệu tham khảo [1] Lê Xuân Lân, 2005, Giáo trình“ Thu gom – xử lý – dầu khí – nước”, ĐH MỏĐịa chất Hà Nội [2] Tạp chí Dầu khí, số 5/2015,“Giái pháp khai thác dầu khí cho mỏ nhỏ, cận biên”, Viện Dầu khí Việt Nam [3] Hội nghị Khoa học - công nghệ,“Viện Dầu Khí Việt Nam: 30 năm phát triển hội nhập”, Viện Dầu khí Việt Nam [4] Tổng công ty Dầu khí việt nam, 2005,“Địa chất tài nguyên dầu khí Việt Nam”