Đồ án Cấu tạo, nguyên lý làm việc, lắp đặt và vận hành máy bơm HПC65/35-500 dùng trong công tác vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ, điều chỉnh đường đặc tính mạng dẫn bằng van tiết lưu

LỜI NÓI ĐẦU Ngành công nghiệp dầu khí nước ta tuy mới ra đời nhưng đã nhanh chóng trở thành một trong những ngành công nghiệp mũi nhọn trong nền kinh tế nước nhà. Với sự phát triển không ngừng, ngành công nghiệp này đã đem lại một nguồn ngoài tệ khổng lồ (chiếm 20% GDP của cả nước),góp phần vô cùng to lớn để phát triển kinh tế trong nước. Hơn nữa, trong giai đoạn hiện nay, khi mà chúng ta đang bước vào thời kỳ công nghiệp hóa, hiện đại hóa nền kinh tế đất nước, thì việc phát triển kinh tế trong nước nói chung và ngành dầu khí nói riêng càng cần thiết hơn bao giờ hết. Vì vậy, vấn đề đặt ra cho ngành dầu khí không những tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và khai thác, phát triển các ngành công nghiệp đi kèm mà còn phải tận dụng một cách triệt để tài nguyên dầu khí thiên nhiên đã ban tặng cho nước ta. Một trong những phương pháp để tận dụng kinh tế nhất là nâng cao hiệu quả sử dụng của các thiết bị khai thác, vận chuyển… Trong đó có máy bơm ly tâm vận chuyển dầu H
C 65/35 – 500. Xí nghiệp liên doanh VIETSOVPETRO là một đơn vị đi đầu trong ngành công nghiệp dầu khí. Được thành lập năm 1981, xí nghiệp liên doanh VIETSOVPETRO đã nhanh chóng khẳng định được vị trí của mình và hiện nay đang tiến hành khai thác ở ba mỏ là mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng. Cho đến nay, mỏ Bạch Hổ là mỏ lớn nhất của VIETSOVPETRO và của cả nước ta. Chính vì những lý do trên mà tôi đã chọn đề tài là: ‟Cấu tạo, nguyên lý làm việc, lắp đặt và vận hành máy bơm H
C 65/35 – 500 dùng trong công tác vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ” và phần chuyên đề: ‟Điều chỉnh đường đặc tính mạng dẫn bằng van tiết lưu”. Do kiến thức còn nhiều hạn chế, kinh nghiệm còn chưa có, cộng với tài liệu thiết thốn nên không thể tránh khỏi những thiếu xót và khuyết điểm. Vì vậy, tôi rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy cô và bạn bè. Tôi xin chân thành cảm ơn Sinh viêc thực hiện: Trần Duy Hưng CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHAI THÁC-THU GOM-VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ Ở MỎ BẠCH HỔ VÀ CÔNG TÁC BƠM VẬN CHUYỂN DẦU 1.1. Tình hình khai thác dầu ở Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng Ngày 26/6/1986, Xí nghiệp liên doanh Vietsopevtro đã khai thác tấn dầu đầu tiên từ mỏ và từ 6/9/1988 khai thác thêm tầng dầu trong móng granit nứt nẻ ở các độ sâu khác nhau. Đây là mỏ dầu lớn nhất Việt Nam hiện nay, bao gồm nhiều thân dầu: Miocene dưới, Oligocene và đá móng nứt nẻ trước Đệ tam. Hiện nay trên mỏ Bạch Hổ có 11 giàn khai thác cố định và 8 giàn nhẹ. Phương pháp khai thác dầu chủ yếu đang áp dụng tại mỏ Bạch Hổ là phương pháp khai thác tự phun, phương pháp khai thác gaslift và phương pháp khai thác bằng máy bơm ly tâm điện chìm. Liên doanh dầu khí Vietsovpetro được thành lập ngày 19/8/1981. Kể từ đó đến nay Liên doanh dầu khí Vietsovpetro luôn luôn là đơn vị chủ lực, con chim đầu đàn của ngành dầu khí Việt Nam, sản lượng khai thác không ngừng tăng, hằng năm chiếm tới gần 80% sản lượng dầu thô xuất khẩu của nước ta. Thành công lớn nhất, thiết thực nhất là 25 năm qua (tính đến hết tháng 10 năm 2006). Xí nghiệp đã khai thác được gần 160 triệu tấn dầu từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, thu gom và vận chuyển vào bờ 16,6 tỷ m3 khí đồng hành và khí hoá lỏng phục vụ phát điện sản xuất công nghiệp, hoá chất. Xí nghiệp đã đạt mức doanh thu từ xuất khẩu dầu thô 32,7 tỷ USD, nộp ngân sách Nhà nước Việt Nam 21 tỷ USD, lợi nhuận phía Nga 5,8 tỷ USD và vào các năm 1993, 1996 phía Việt Nam và phía Nga đã thu hồi được vốn, qua đó đã góp phần đưa Việt Nam thành nước khai thác và xuất khẩu dầu đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á. Xí nghiệp đã tạo dựng được một hệ thống cơ sở vật chất kỹ thuật vững chắc trên bờ và dưới biển với 12 giàn khoan cố định, 2 giàn công nghệ trung tâm, 9 giàn nhẹ, 3 giàn bơm ép nước, 4 trạm rót dầu không bến, 2 giàn nén khí, 2 giàn tự nâng, với 330 km đường ống dưới biển, 17 tàu dịch vụ các loại trên biển và một căn cứ dịch vụ trên bờ với 10 cầu cảng dài tổng cộng 1.300 m, trong đó có cầu cảng trọng tải 10.000 tấn, có hệ thống kho có khả năng chứa 38.000 tấn/năm, 60.000 m2 bãi cảng, năng lực hàng hoá thông qua 12.000 tấn/năm. Bên cạnh việc khai thác, tìm kiếm dầu khí, liên doanh dầu khí Vietsovpetro còn khai thác năng lực sẵn có để tham gia các dịch vụ kỹ thuật dầu khí biển cho các công ty nước ngoài đã ký hợp đồng tìm kiếm, thăm dò, khai thác, phân chia sản phẩm với ngành dầu khí nước ta. Dự tính doanh thu từ lĩnh vực này trong năm nay sẽ đạt được hơn 20 triệu USD. Theo kế hoạch giai đoạn 2006
2010, Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro phấn đấu gia tăng trữ lượng 52 triệu tấn dầu thô với 20 giếng khoan tìm kiếm, vận chuyển đưa vào bờ 6,5 tỷ m3 khí. Khoan 64 giếng khoan khai thác. Đưa vào sử dụng 7 công trình biển, 3 công trình đầu tư lớn. 1.2. Hệ thống thu gom–vận chuyển–xử lý dầu khí ở mỏ Bạch Hổ 1.2.1. Khái niệm chung về hệ thống thu gom, vận chuyển dầu khí Sản phẩm khai thác từ giếng lên là một hỗn hợp gồm nhiều pha , rất phức tạp như: dầu, khí, nước, các tạp chất cơ học… Và do tính chất đặc thù của sản phẩm dầu khí là không có tính tập trung cao, dễ cháy nổ, do sản phẩm được khai thác từ các giếng khác nhau trên cùng một giàn và từ các giàn khác nhau của cùng một mỏ. Vì vậy, ta phải tiến hành thu gom để tập hợp và xử lý sơ bộ, để sản phẩm khai thác đạt tới tiêu chuẩn dầu thương phẩm. Thu gom, xử lý là công đoạn cuối cùng của quá trình sản xuất dầu thô thương phẩm. Vậy, hệ thống thu gom– vận chuyển và xử lý là hệ thống kéo dài từ miệng giếng đến các điểm cất chứa thương mại. Hệ thống này bao gồm các hệ thống đường ống,các công trình trên mặt, các thiết bị tách pha, thiết bị đo lường, bể chứa, các thiết bị xử lý sản phẩm, các trạm bơm nén, các thiết bị trao đổi nhiệt… Do đó, hệ thống thu gom phải đảm bảo 4 nhiệm vụ sau: +Tập hợp sản phẩm từ tất cả các giếng riêng rẽ và từ các khu vực khác nhau trong một mỏ lại với nhau. +Đo lường chính xác cả về số lượng và chất lượng của từng sản phẩm khai thác và của từng giếng theo mục đích khác nhau. Việc đo lường này thực hiện theo đinh kỳ cho mỗi giếng, thời gian tùy theo mức độ phức tạp. Để việc đo lường được chính xác thì trước hết phải tách riêng các pha thông qua bình tách đo… Ở công đoạn này, nhiệm vụ chủ yếu là xác định số lượng và tỷ lệ các pha. Khi sản phẩm luân chuyển trong hệ thống thu gom, phải qua các thiết bị công nghệ để xử lý. Cùng với việc đo số lượng cần phải thực hiện kiểm tra chất lượng chủ yếu là hầm lượng các tạp chất có trong mỗi loại sản phẩm. +Xử lý sản phẩm thô đạt tiêu chuẩn dầu thô thương mại. Chất lưu được khai thác còn gọi là chất lỏng giếng, khai thác lên là một hợp dầu, khí, nước, bùn, cát. Trong đó, còn có các hóa chất không phù hợp với yêu cầu vận chuyển và chế biến như: CO2; H2O, các loại muối tan và không tan. Nên việc thu gom phải đảm bảo tách pha trước hết là tách pha khí, nước và muối. Sau đó, mỗi pha phải được tiếp tục xử lý. Đối với pha khí, sau khi ra khỏi các thiết bị tách còn mang theo một tỷ lệ các thành phần nặng (từ propan trở lên), mang theo nước tự do ngưng tụ, hơi nước và có thể có khí chua như H2S, CO2. Vì vậy, trước khi vận chuyển đi xa phải xử lý để thu hồi các thành phần nặng, giảm giá thành vận chuyển và đặc biết là tránh sự cố tắc nghẽn, ăn mòn đường ống và các thiết bị công nghệ. Để xử lý dầu thương mại, cần tiếp tục tách nước, tách muối và các tạp chất cơ học. +Phải đảm bảo yêu cầu về môi sinh. Riêng với pha nước, thường được gọi là nước thải của công nghiệp dầu mỏ mà chủ yếu là nước vỉa, trước khi thải ra môi trường hoặc tái sử dụng (để làm nước bơm ép, làm nguyên liệu cho ngành công nghiệp hóa) cũng cần phải xử lý, trước hết là lọc hết váng dầu để đảm bảo yêu cầu về môi trường. Để hệ thống thu gom, xử lý đảm bỏa được 4 nhiệm vụ trên thì nó phải thỏa mãn các yêu cầu sau: +Phải đo lường chính xác kể cả số lượng và chất lượng. +Giảm tổn hao sản phẩm đến mức thấp nhất. Sự hao hụt các sản phẩm dầu khí có thể do bay hơi các thành phẩn nhẹ, do rò rỉ qua đường ống và thiết bị công nghệ. Nên cần phải hạn chế tối đa sự tổn hao(có thể lên tới 3÷5%). +Việc xử lý phải đạt tiêu chuẩn cao nhất theo yêu cầu thương mại. +Phải đạt tiêu chuẩn kinh tế đầu tư và vận hành. Tiêu hao kim loại và chi phí nhân lực cho một đơn vị sản phẩm phải thấp, đánh giá qua tổng tổn hao kim loại (đường ống, thiết bị công nghệ) và số lượng cán bộ kỹ thuật vận hành hệ thống. +Hệ thống thu gom phải có tính vạn năng hoặc mức độ thích ứng cao. Trong quá trình phát triển mỏ, một phần năng suất dầu sẽ biến động: gia tăng, ổn định, suy giảm. Mặt khác, thành phần chất lưu cũng biến động: độ ngậm nước sẽ tăng, đến giai đoạn cuối có thể đạt trên 90%; tỷ lệ khí sẽ ổn định, rồi gia tăng và giảm dần. Do vậy, ở giai đoạn khác nhau công suất vận chuyển và tính năng thiết bị công nghệ phải thay đổi cho phù hợp. +Hệ thống thu gom vận chuyển phải có mức độ tự động hóa cao, đặc biệt là các khâu đo lường sản phẩm và vận hành hệ thống kiểm soát khóa, van, thông số thiết bị. Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tố tự nhiên và khả năng kỹ thuật, gồm có: khả năng mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu của vùng, năng lượng (nhiệt độ, áp suất) của vỉa, tính chất lý hóa của chất lưu. Về phương diện kỹ thuật phải căn cứ vào nguyên tắc, sơ đồ hệ thống đã lựa chọn, các phương pháp tác động vào vỉa và giá trị áp suất miệng giếng khi khai thác. Để hoàn thành chức năng của hệ thống bao gồm xử lý sản phẩm, việc tách pha, tiếp tục xử lý dầu–khí–nước cho đạt yêu cầu về môi sinh và thương mại phải sử dụng các thiết bị công nghệ: bình tách, bể lắng, lọc, thiết bị hấp thụ… Để vận chuyển cần có hệ thống đường ống (xả, gom, công nghệ) cùng với các trạm bơm, nén khí. Sơ đồ vận chuyển xuất phát từ các miệng giếng trong phạm vi 2÷3 km, có tính năng tương tự. Tại các trạm này, nhiệm vụ hàng đầu là đo lường cho các giếng, sản phẩm được tách khí, nước: được xử lý sơ bộ trước khi đến các trạm xử lý chung. Tùy theo điều kiện của từng mỏ, mà người ta lựa chọn các hệ thống thu gom khác nhau. Hệ thống thu gom được phân loại như sau: +Căn cứ vào sự phát triển công nghệ, hệ thống thu gom được phân ra làm 2 loại: Đó là hệ thống thu gom hở và hệ thống thu gom kín. +Căn cứ vào điều kiện địa hình, gồm có: hệ thống thu gom trên bờ, hệ thống thu gom dưới biển, hệ thống thu gom bằng phẳng, hệ thống thu gom lên–xuống dốc. +Căn cứ vào tính chất lý hóa của sản phẩm (khí, dầu, nước) gồm có hệ thống thu gom dầu lỏng; hệ thống thu gom dầu đặc; hệ thống thu gom dầu nhiều parafin. 1.2.2. Tính chất lý hóa của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ và các ảnh hưởng của chúng đến hệ thống thu gom-xử lý và vận chuyển Như chúng ta đã biết, ngoài các điều kiện về vị trí của mỏ (mỏ ở ngoài khơi hay đất liền), điều kiện về địa hình,… thì tính chất lý hóa của dầu là một yếu tố vô cùng quan trọng ảnh hưởng đến hệ thống thu gom–vận chuyển và xử lý. Khi khai thác cũng như vận chuyển, thu gom, xử lý, chúng ta cần quan tâm đến thành phần hóa học, các tính chất vật lý như mật độ ρ, khối lượng phân tử M, độ nhớt, nhiệt độ đông đặc, sức căng bề mặt, nhiệt dung, độ dẫn nhiệt,… của dầu. Để tìm hiểu hệ thống thu gom, vận chuyển và xử lý dầu ở mỏ Bạch Hổ thì ta cần phải biết được thành phần cũng như tính chất lý hóa của dầu ở mỏ này. Thành phần chủ yếu của dầu thô là các hợp chất của Hidro H và cacbon C chiếm khoảng(60 ÷ 90 %)trọng lượng. Căn cứ vào cấu trúc mạch, chúng được phân ra làm 3 loại: +Dầu parafinic, có công thức tổng quát là CnH2n+2. Đây là các hidrocacbon no có 2 dạng cấu trúc: mạch thẳng và mạch nhánh(iso-parafin).Ở điều kiện bình thường các cấu trúc C1÷C4 tồn tại ở thể khí; C5÷C17 tồn tại ở thể lỏng; còn các cấu trúc từ C17 trở lên tồn tại ở thể rắn. Các lắng đọng parafin rắn là một hỗn hợp các tinh thể parafin và một số chất khác bao gồm: parafin(10÷20%), asphan(2÷ 5%), hắc in (10÷30%) và các tạp chất cơ học khác(1÷5%). Căn cứ vào hàm lượng parafin, dầu được chia ra làm 4 loại: -Dầu không có parafin: là loại dầu có hàm lượng parafin <1% -Dầu có ít parafin: là loại dầu có hàm lượng parafin 1÷2% -Dầu trung bình có hàm lượng parafin 2÷12% -Dầu có nhiều parafin có hàm lượng parafin >12% Theo tiêu chuẩn này (tiêu chuẩn của Nga), dầu ở mỏ Bạch Hổ là loại dầu có nhiều parafin (26÷ 27%) và có nhiệt độ đông đặc cao(khoảng 33°C). Điều này gây khó khăn trong công tác tiến hành khai thác cũng như vận chuyển và xử lý dầu. Sự lắng đọng parafin làm đường kính trong của đường ống vận chuyển và nghiêm hơn nó còn gây tắc nghẽn đường ống. Đây là một vấn đề hết sức nan giải không những đối với mỏ Bạch Hổ mà còn là vấn đề cần phải được quan tâm của mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng. +Dầu naftenic: có công thức tổng quát là CnH2n tồn tại ở dạng xicloankan(là hidrocacbon no mạch vòng). +Dầu aromatic: có công thức tổng quát là CnH2n-6 là dẫn xuất benzen, có khả năng hòa tan cao. Ngoài ra trong thành phần dầu còn có nhựa smol và nhựa asphanten: -Smol là chất phân tử, có trọng lượng phân tử 600÷1000, các phân tử thường liên kết với ôxi, lưu huỳnh và Nitơ. -Asphanten là hợp chất phân tử, có cấu trúc giống nhựa smol nhưng có khối lượng phân tử cao hơn 1000÷2500, màu đen. Smol hòa tan trong xăng và dầu hỏa, còn asphanten có thể phân tán vào benzene để tạo ra chất lỏng dạng keo. Theo hàm lượng nhựa, dầu ở mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu ít nhựa(< 8%) và trung bình(8 ÷ 18%). Ở mỏ Bạch Hổ, hàm lượng nhựa giảm dần theo chiều sâu: 2,8% tầng móng, 5% ở oligoxen và 12% ở miocen. Tỷ lệ keo nhựa làm tăng khả năng kết tinh của parafin vì khi nhiệt độ giảm nó hình thành cấu trúc phân tử dạng lưới. Thành phần và tính chất cở bản của dầu là yêu tố quan trọng quyết định khả năng hòa tan, hàm lượng và nhiệt độ kết tinh của parafin. Dầu càng nhẹ thì hàm lượng và nhiệt độ kết tinh của Parafin càng thấp, vận chuyển càng thuận lợi, Dầu ở mỏ Bạch Hổ có mật đố khác nhau ở các tầng khác nhau: mật độ ở tầng Mioxen là 0,86 g/cm3; ở tầng Oligoxen trên là 0,857 g/cm3; Oligoxen dưới 0,833 g/cm3; tầng móng 0,837 g/cm3, mật độ trung bình của dầu ở mỏ Bạch Hổ là 0,83÷0,865 g/cm3, thuộc loại dầu trung bình. Ngoài ra, trong dầu còn có các thành phần khí, các tập chất cợ học, muối… Khí chua có lẫn trong dầu gây ăn mòn đường ống. Còn muối và các tạp chất cơ học không nhưng làm lắng đọng gây tắc nghẽn đường ống mà còn gây ăn mòn đường ống theo cơ chế ăn mòn cơ học, hóa học và ăn mòn điện hóa. Tính chất lý hóa của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ được thể hiện theo bảng 1.1:
STT  Tên và đơn vị  Mỏ Bạch Hổ   1  Mật độ ở 20°C (g/cm3)  8,029÷0,860   2  Tạp chất cơ học ( 5 khối lượng )  0,064   3  Hàm lượng parafin (% khối lượng)  20 ÷ 25   4  Hàm lượng lưu huỳnh (% khối lượng)  0,065 ÷ 0,1   5  Hàm lượng asphanten (% khối lượng)  2,8 ÷ 11,8   6  Nhiệt độ đông đặc (°C)  30 ÷ 34   7  Nhiệt độ nóng chảy parafin (°C)  56 ÷ 59   8  Độ nhớt ở 50°C (centi stock)  6 ÷ 14   9  Hàm lượng khí hòa tan ( Nm3/m3)  Đến 3   Bảng 1.1: Tính chất lý hóa cơ bản của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ. Từ bảng 1.1, ta thấy: Dầu ở mỏ Bạch Hổ là loại dầu sạch, chứa ít lưu huỳnh, kim loại nặng và nitơ vì tổng hàm lượng các kim loại nặng như niken, vanadium khoảng 1,1 ppm; Hàm lượng nitơ khoảng(0,035÷0,067)% khối lượng. Hai yếu tố này gây độc hại và ảnh hưởng xấu tới các chất xúc tác. Hàm lượng lưu huỳnh là (0,065÷0,1)% khối lượng nên dầu ở mỏ Bạch Hổ nói riêng hay dầu của nước ta nói chung là loại dầu ngọt (hàm lượng S≤0,5% khối lượng), có giá trị kinh tế cao vì ăn mòn đường ống ít hớn so với dầu chua. Dầu ở mỏ Bạch Hổ là loại dầu có chứa nhiều parafin với nhiệt độ đông đặc cao. Hàm lượng parafin lên tới 30%. Chính parafin làm mất tính linh động của dầu ở nhiệt độ thấp. Bởi vì, ở nhiệt độ thấp thì parafin sẽ đông đặc làm tắc nghẽn đường ống, gây khó khăn cho quá trình vận chuyển. Hàm lượng nhựa asphanten tương đối cao, làm tăng tỷ trọng song lại làm giảm nhiệt độ đông đặc. Ngoài ra, nó còn có khả năng ảnh hưởng đến quá trình xử lý chế biến dầu như làm tăng tính bám dính, tăng độ ổn định của nhũ dầu, tăng độ tạo cốc. Dầu ở đây thuộc nhóm dầu trung bình vì có mật độ ρ nằm trong khoảng(0,830÷0,865)g/cm3. 1.2.3. Hệ thống thu gom – vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Bạch Hổ là một mỏ nằm ngoài khơi cách đất liền khoảng (100÷130) km. Chiều sâu mực nước biển tại nơi khai thác là 50÷70m. Vì vậy mọi công đoạn thu gom, xử lý đều phải được tiến hành ngoài biển, dầu được đưa vào bở bẳng các tàu. Do vậy hệ thống thu gom, vận chuyển dầu khí ở mở Bạch Hổ bao gồm có 2 phần chính: +Hệ thống thu gom trong từng giàn (hệ thống này được đặt trên giàn cố định hoặc giàn công nghệ trung tâm). + Hệ thống thu gom từ các giàn về các trạm rót dầu không bến (hay còn được gọi là các tàu chứa hoặc kho nổi xuất chứa dầu). *Hệ thống thu gom trên giàn cố định: Giàn cố định dung để khoan khai thác đồng thồi 16÷24 giếng. Dầu khai thác trên giàn cố định lần lượt được tách khí trong các bình tách bậc I thể tích 12,5/25m3 và sau đó trong bình tách bậc II vừa đồng thời làm nhiệm vụ bình chứa thể tích 100m3. Cuối cùng, dầu được tách khí từ bình chứa được bơm đi các kho nổi chứa/xuất dầu(XNXCD). Khí tách ra được dẫn qua hệ thống đuốc của giàn cố định. Trên giàn cố đinh sản lượng khai thác dầu và khí của từng giếng có thể xác định được bằng cách cho dòng chất lưu đi qua bình đo. Sau khi được tách, khí và dầu được dẫn ra các đường ống riêng biệt để đo lưu lượng. Khối lượng dầu bơm đi khỏi giàn cũng được đo đạc và thống kê nhờ hệ thống đo đặt trên đầu ra của máy bơm. Trên các giàn cố định không có thiết bị xử lý nước, vì vậy không thể tiến hành tách và xử lý nước. 1.2. Công tác bơm vận chuyển dầu trên các giàn khai thác ở mỏ Bạch Hổ Sau khi dầu được khai thác từ giếng khoan, dưới áp lực của vỉa (trong phương pháp khai thác tự phun) hay các thiết bị khai thác (như bơm ly tâm điện chìm trong phương pháp khai thác cơ học) dầu sẽ được đưa đến các bình tách các thiết bị xử lý công nghệ nhằm tách bớt các thành phần khí, nước, tạp chất cơ học lẫn trong dầu, sau đó dầu thô được đưa đến các bình chứa lắp đặt ngay trên giàn khoan. Để vận chuyển dầu từ các tàu chứa tới nơi tiêu thụ hay tới các tàu chứa dầu người ta phải dùng các thiết bị để vận chuyển. Một trong những phương pháp để vận chuyển được sử dụng trong ngành dầu khí là vận chuyển bằng đường ống. Ưu điểm của phương pháp là: kết cấu đơn giản, an toàn khi sử dụng và ít ảnh hưởng tới các công trình bề mặt. Khi vận chuyển dầu bằng đường ống yêu cầu đặt ra là phải duy trì được năng lượng của dòng chảy luôn luôn lớn hơn tổn thất năng lượng trên suốt chiều dài của đường ống (bao gồm tổn thất dọc đường và tổn thất cục bộ) và phải đảm bảo lưu lượng theo đúng yêu cầu kỹ thuật, tránh tình trạng dầu khai thác lên bị ứ đọng tại các bình chứa, làm ảnh hưởng đến quá trình khai thác. Hiện tại Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đang khai thác trên ba mỏ: Bạch Hổ, Rồng và mỏ Đại Hùng, các mỏ này đều nằm ở ngoài biển. Dầu khai thác từ các giàn này được bơm đến tàu chở dầu Ba Vì và tàu Chi Lăng theo đường ống ngầm đặt dưới biển. Tuỳ thuộc vào vị trí của các giàn khoan đến các trạm rót dầu và đặc điểm, lưu lượng khai thác của các giếng khoan mà người ta bố trí và chọn máy bơm sao cho phù hợp. Khi cần vận chuyển một lượng dầu lớn mà khoảng cách vận chuyển lại ngắn, loại máy bơm được dùng trong trường hợp này là máy bơm 9MGP, H
C 40-400, HK 200-70, HK 200-120. Ngược lại khi cần vận chuyển một lượng dầu không lớn, khoảng cách vận chuyển xa, loại máy bơm hay được dùng trong trường hợp này là máy bơm SULZER và máy bơm H
C 65/35-500. Bảng 1.2. Đặc tính kỹ thuật của một số loại bơm Các thông số kỹ thuật cơ bản  Bơm H
C 65/35 – 500  Bơm SULZER  Bơm HK 200 – 120   Lưu lượng định mức (m3/h)  65  130  200   Cột áp tối ưu (m)  500  400  120   Công suất thuỷ lực của bơm (kW)  150  147    Hiệu suất bơm(%)  59  74  72   Số vòng quay của bơm (v/ph)  2950  2950  2950   Độ dự trữ chống xâm thực (m)  4,2  4,1  4,8   Điện áp (V)  380  380  380   Công suất động cơ (kW)  160  185  100