Đồ án Tổ hợp bơm ly tâm HΠC 65/35-500 dùng trong vận chuyển dầu khí, tính toán các thông số cửa vào và cửa ra của bánh công tác

LỜI MỞ ĐẦU Nền kinh tế của nước ta trong những năm gần đây có sự phát triển vượt bậc với tốc độ tăng trưởng kinh tế cao so với thế giới. Đóng góp phần lớn vào sự phát triển đó là ngành công nghiệp dầu khí mà điển hình là xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro, mặc dù là một ngành công nghiệp còn non trẻ nhưng đã không ngừng học hỏi, tích lũy kinh nghiệm sản xuất, tiến bộ của khoa học kỹ thuật để trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn, chủ lực của đất nước như ngày nay. Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro là đơn vị đi đầu trong công tác thăm dò, tìm kiếm, khai thác. Hiện nay xí nghiệp có 12 giàn cố định và một số giàn nhẹ, tất cả đều ở trên biển do đó đòi hỏi phải có hệ thống trang thiết bị phù hợp, hiện đại. Đồng thời việc nâng cao hiệu quả sử dụng cũng như tuổi thọ của thiết bị cũng là nhiệm vụ hết sức quan trọng. Thiết bị dùng trong khai thác dầu khí rất đa dạng trong đó máy bơm ly tâm là thiết bị cơ bản được dùng rất phổ biến, đặc biệt là máy bơm ly tâm HΠC 65/35-500. Do đó trong quá trình thực tập, nghiên cứu, đồng thời với sự đồng ý của bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, em đã được giao đề tài: “ Tổ hợp bơm ly tâm HΠC 65/35-500 dùng trong vận chuyển dầu khí” với chuyên đề: “ Tính toán các thông số cửa vào và cửa ra của bánh công tác ”. Dưới sự hướng dẫn tận tình của thầy Trần Văn Bản và các thầy trong bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, cùng với sự cố gắng của bản thân đến nay em đã hoàn thành xong đồ án này. Mặc dù, đã rất cố gắng nhưng do kiến thức thực tế, kiến thức bản thân còn hạn chế nên không tránh khỏi những sai sót, em rất mong nhận được sự góp ý của thầy cô và bạn bè Qua đây, em cũng xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến thầy Trần Văn Bản, các thầy trong bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, công nhân và cán bộ kỹ sư tại giàn MSP-3 thuộc xí nghiêp liên doanh Vietsovpetro và bạn bè đã giúp đỡ em nhiệt tình, chu đáo. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày…. tháng 06 năm 2009 Sinh viên: Phạm Văn Viên CHƯƠNG 1 CÔNG TÁC THU GOM, VẬN CHUYỂN DẦU VÀ SỬ DỤNG CÁC LOẠI BƠM LY TÂM TẠI XÍ NGHIỆP LIÊN DOANH VIETSOVPETRO 1.1. Vị trí địa lý, địa hình và điều kiện tư nhiên tại mỏ Bạch Hổ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro 1.1.1. Vị trí địa lý Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thực hiện nhiệm vụ thăm dò khai thác trên thềm lục địa phía nam Việt Nam, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 120km. Mỏ Bạch Hổ là một mỏ khai thác chính của Xí nghiệp, mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09 trong bồn trũng Cửu Long chiều sâu nước biển ở khu vực khai thác khoảng 50m, là một bộ phận quan trọng của khối nâng trung tâm trong bồn trũng Cửu Long và kéo dài theo phương Đông Bắc - Tây Nam
Hình 1.1 : Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ 1.1.2. Địa hình Cấu tạo mỏ Bạch Hổ là một nếp lồi có ba vòm Á kinh tuyến. Móng Bạch Hổ là đối tượng cho sản phẩm chính và được phân ra làm ba khu vực vòm Bắc, vòm Trung và vòm Nam. Ranh giới giữa các vòm được chia một cách quy ước, vì bồn trũng phân chia không rõ ràng và đứt gãy bị che lấp. Cấu tạo mỏ Bạch Hổ ở dạng dài khép kín theo dõi được các mặt phản xạ địa chấn, vỏ nền hình cấu trúc khép kín không quan sát được. Vì vậy Bạch Hổ đến nay được coi là dạng cấu trúc vùi lấp. 1.1.3. Điều kiện tự nhiên Khí hậu khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định. Mùa đông có gió Đông Nam, mùa hè có gió Tây Nam. Gió Đông Nam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 tiếp theo. Gió thổi mạnh thường xuyên, tốc độ gió trong thời kỳ là 6
10 m/s. Gió Tây Nam kéo dài từ tháng 6 đến tháng 9 hàng năm, gió nhẹ không liên tục tốc độ gió nhỏ hơn 5 m/s. Trong mùa chuyển tiếp từ tháng 4 đến tháng 5 và tháng 10 gió không ổn định, thay đổi hướng liên tục. Bão là yếu tố tự nhiên gây nguy hiểm lớn cho đất liền, đặc biêt là các công trình lớn trên biển. Bão thường xảy ra ở các tháng 7, 8, 9, 10, trong tháng 12 và tháng 1 hầu như không có bão. Trung bình hàng năm có khoảng 8 cơn bão thổi qua, hướng chuyển động chính là hướng Tây Bắc, tốc độ di chuyển trung bình là 28 km/giờ cao nhất là 45 km/giờ. Trong tháng 11, sóng có chiều cao nhỏ hơn 1m là 13,38%, tháng 12 là 0,8%, trong tháng 3 sóng thấp hơn 1 m lên tới 44,83%. Tần số xuất hiện sóng cao hơn 5 m là 4,08% và chủ yếu xuất hiện ở tháng 11 và tháng 1. Nhiệt độ bình quân hàng năm là 27oC cao nhất là 35,5oC và thấp nhất là 21,5oC. nhiệt độ trên mực nước biển từ 24,1oC đến 30,32oC. Nhiệt độ đáy biển từ 21,7oC đến 29oC. Độ ẩm trung bình của không khí hàng năm là 82,5% số ngày mưa tập trung vào các tháng 5, 7, 8, 9, tháng 1, 2 và 3 thực tế không có mưa. Số ngày u ám tập trung nhiều nhất trong các tháng 5, 10 và 11. Trong cả năm số ngày có tầm nhìn không tốt chỉ chiếm 25%, tầm nhìn xa từ 1
3 km, tập trung chủ yếu vào tháng 3 và tháng 7. 1.2. Tình hình khai thác, thu gom và vận chuyển dầu tại mỏ Bạch Hổ của xí nghiêp liên doanh Vietsovpetro Mỏ Bạch Hổ được phát hiện dầu khí đầu tiên vào tháng 3 năm 1975 bởi giếng khoan Bạch Hổ 1 (BH – 1) bằng tàu khoan Glomar 2. Ngày 26/6/1986, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro 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. Nhịp độ khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ ngày càng tăng, năm đầu tiên (1986) khai thác 40.000 tấn. Đến ngày 16/9/1998, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã khai thác được 60 triệu tấn dầu thô và khai thác tấn dầu thứ 75 triệu vào ngày 20/12/1999. Đến ngày 22/2/2001 khai thác tấn dầu thứ 90 triệu và ngày 4/12/2005 khai thác tấn dầu thứ 150 triệu. Hiện nay 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. Và tất cả các công đoạn công nghệ khoan, khai thác, vận chuyển và tồn trữ dầu khí đều diễn ra trên biển, trên các giàn cố định, giàn nhẹ và tàu chứa dầu. Tất cả các đường ống chính, chủ yếu dùng trong công tác vận chuyển dầu khí đều nằm chìm dưới biển. Điều đó đòi hỏi công tác vận chuyển dầu khí của chúng ta phải đạt được sự an toàn và độ tin cậy cao hơn nhiều lần so với ở đất liền. Tại các giàn khoan khai thác cố định trên biển, dầu được khai thác lên từ các giếng qua hệ thống đường ống công nghệ, vào bình tách khí áp suất cao, khoảng 3÷25 KG/cm2, sau đó chuyển đến bình tách áp suất thấp vào khoảng 0,5÷8 KG/cm2. Sau khi qua bình tách áp suất cao và áp suất thấp thì một phần lớn lượng khí đồng hành đã được tách ra, dầu đã được xử lý với hàm lượng khí hòa tan và ở trạng thái tự do thấp. Rồi từ bình tách áp suất thấp dầu được các tổ hợp bơm ly tâm đặt trên giàn bơm vận chuyển đến các tàu chứa (trạm chứa dầu không bến) thông qua hệ thống đường ống ngầm dưới biển. Trong khu vực mỏ Bạch Hổ, dầu khai thác trên các giàn được vận chuyển đến 2 trạm tiếp nhận (tàu chứa dầu –FSO-1và FSO-2). 1.2.1. Trạm tiếp nhận phía Nam FSO-1 Ở đây, tiếp nhận dầu vận chuyển đến từ 2 điểm là MSP-1 và giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPP-2), cùng với các giàn nhẹ chuyển đến. Đây là 2 điểm vận chuyển dầu quan trọng nhất, có khối lượng vận chuyển lớn nhất. Từ CPP -2 có đường ống vận chuyển dầu nối với MSP -1 và khu vực mỏ Rồng. Từ MSP -1 có đường ống vận chuyển dầu nối với MSP -3, MSP -4 và MSP -8 và thông qua các điểm trung chuyển tại MSP -6 và MSP -8 nối với trạm tiếp nhận phía Bắc FSO - 2. 1.2.2. Trạm tiếp nhận phía Bắc FSO -2 Tiếp nhận dầu vận chuyển đến từ 2 điểm trung chuyển là MSP -6 và MSP -8. Từ MSP -6 có đường ống vận chuyển dầu nối với MSP -4 và thông qua đó nối với MSP -3, MSP -5, MSP -7, MSP -8, MSP -10 .... Từ MSP -8 có đường ống vận chuyển dầu nối với MSP -4, MSP -1, MSP -9, MSP -11. Trạm tiếp nhận FSO -2 chủ yếu tiếp nhận dầu từ các giàn MSP -4, MSP -5, MSP -3, MSP -6, MSP -7, MSP -8, MSP -9, MSP -10, MSP -11. Trong khu vực mỏ Rồng có trạm tiếp nhận dầu FSO- 3. Giữa các trạm tiếp nhận dầu FSO- 1, FSO- 2, FSO- 3 có mối liên hệ với nhau thông qua nhiều điểm trung chuyển, được trình bày trên sơ đồ tuyến đường ống vận chuyển dầu trên biển của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro. Căn cứ theo sơ đồ đường ống vận chuyển dầu ngầm dưới biển tại 2 khu vực mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng, ta nhận thấy rằng: Chỉ trừ MSP-1, MSP -2, MSP -6, MSP -8, trong những điều kiện bình thường, không có sự cố hỏng hóc tàu chứa dầu hoặc tắc nghẽn đường ống vận chuyển là có thể bơm thẳng dầu đến tàu chứa. Còn lại, tất cả các giàn như MSP -3, MSP -4, MSP -5, MSP-7, MSP -9, MSP -10, MSP -11..... phải bơm dầu qua những đoạn đường rất xa, qua nhiều điểm nút trung gian . Ví du: Từ MSP -5, muốn vận chuyển dầu đến trạm tiếp nhận FSO -2 chúng ta phải bơm dầu qua những quãng đường như sau: MSP-5 → MSP-3 (đường ống (325x16, L=1005m, V=68m3) → MSP-4 (( 219x13, L=877m, V=26,5m3) → MSP-6 (( 325x16, L= 1284,5m, V= 87m3) → FSO -2 (( 325x16, L=1915m, V=129m3). Tổng cộng chiều dài toàn bộ tuyến là 5081,5m, V=310,5m3, áp suất làm việc tính theo xác suất thống kê trung bình là từ 20(25Kg/cm2. Tuy nhiên, có rất nhiều giàn cùng tham việc vận chuyển dầu do đó cần phải có thời gian bố trí sao cho hợp lý. Bên cạnh đó việc vận chuyển dầu còn chịu ảnh hưởng rất lớn từ các tính chất hóa, lý sau. 1. Khối lượng riêng ( Hiện nay, dầu thô của chúng ta khai thác được chủ yếu tập trung ở các tầng sản phẩm Mioxen hạ, Oligen hạ và tầng móng kết tinh. Chúng thuộc loại dầu nhẹ vừa phải, khối lượng riêng nằm trong khoảng giới hạn (0,83(0,85).103 kg/m3. Dầu thô ở khu vực mỏ Bạch Hổ có khối lượng riêng khoảng 0,8319.103 kg/m3 (38o6API), đó là một thuận lợi đối với công tác vận chuyển dầu, bởi vì mặc dù theo công thức tính lưu lượng của bơm Q= CmDb và cột áp H =
, ta không thấy có sự ảnh hưởng nào của khối lượng riêng chất lỏng công tác, nhưng nó lại ảnh hưởng đáng kể đến công suất thủy lực (NTL ) của các máy bơm : NTL = G.H = (
.g.Q).H. Điều đó có nghĩa là nếu
nhỏ, việc cung cấp năng lượng (điện năng) cho các trạm bơm vận chuyển dầu giảm đáng kể. 2. Độ nhớt ( Là khả năng của chất lỏng có thể chống lại được lực trượt (lực cắt), nó được biểu hiện dưới dạng lực ma sát trong (nội ma sát) khi có sự chuyển dịch tương đối của các lớp chất lỏng kề nhau. Bởi vậy, độ nhớt là tính chất đặc trưng cho mức độ di động của chất lỏng. Độ nhớt của chất lỏng thay đổi trong một phạm vi rộng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ tăng thì ( giảm và ngược lại. Ngoài ra, khi áp suất tăng thì độ nhớt của chất lỏng cũng tăng, trừ một vài chất lỏng đặc biệt như nước. Khi vận chuyển dầu, chúng ta phải đưa chúng vào trạng thái chuyển động, muốn vậy phải đặt vào chúng một lực nhất định bằng sự tác dụng của các cánh bơm. Chuyển động của chất lỏng chỉ xuất hiện khi ứng suất ma sát vượt quá một giới hạn nào đó, gọi là ứng suất trượt ban đầu. Như vậy, rõ ràng độ nhớt của chất lỏng công tác ảnh hưởng rất lớn đến dòng chuyển động của nó, mặc dù trong các công thức tính toán cơ bản của các máy bơm dùng để vận chuyển chất lỏng (dầu thô) này không có mặt trực tiếp của đại lượng (, nhưng chính nó là yếu tố ảnh hưởng quan trọng nhất gây nên tổn thất của dòng chảy, ( càng lớn thì tổn thất thủy lực của dòng chảy càng lớn, làm tăng tổn thất công suất và giảm lưu lượng của các máy bơm. Dầu thô của chúng ta, theo các kết quả nghiên cứu phân tích của Công ty DMC (Việt Nam ) và Viện hóa dầu COPAH ( Tomsk – CHLB Nga ), có độ nhớt khá lớn. Độ nhớt động ( (trong đó (
) của dầu tầng Mioxen ở 500C thay đổi trong một khoảng rộng từ 8,185 (16,75 Cst. Độ nhớt động ( của dầu ở tầng Oligoxen vào khoảng 6,614 Cst, của tầng móng vào khoảng 6,686 Cst ở 500C . Điều đó gây khó khăn rất lớn cho công tác vận chuyển dầu của chúng ta . 3. Ảnh hưởng của các tính chất lý, hóa khác Dầu thô của chúng ta là loại sạch, chứa rất ít các độc tố, các kim loại nặng như chì, Vanadium, Magiê, Lưu huỳnh. Đây là một điều tốt cho hệ thống vận chuyển dầu cũng như hệ thống công nghệ của chúng ta. Tuy nhiên, từ kết quả phân tích phần cặn (chiếm một tỷ lệ khá cao, đến 21,5% trọng lượng đối với dầu thô Bạch Hổ) có nhiệt độ sôi trên 5000C trong quá trình chưng cất chân không, ta thấy dầu thô của chúng ta chứa hàm lượng Parafin rắn khá cao, đến 44,12% trọng lượng (phần cặn), điều đó làm giảm tính linh động của chúng ở nhiệt độ thấp và ngay cả ở nhiệt độ bình thường. Chính sự có mặt của Parafin với hàm lượng lớn làm cho nhiệt độ đông đặc của dầu thô tăng lên. Đối với dầu thô khu vực mỏ Bạch Hổ, nhiệt độ đông đặc ở mức khá cao, đến 330C. Đây thực sự là một trở ngại lớn cho hệ thống vận chuyển dầu của chúng ta bởi chúng rất dễ làm tắc nghẽn các tuyến đường ống, nhất là ở tại các điểm nút hoặc tại các tuyến ống ở xa trạm tiếp nhận và có lưu lượng thông qua thấp, hoặc không liên tục mà bị gián đoạn trong một thời gian lâu. Đấy chính là nhược điểm căn bản trong tính chất lý, hoá của dầu thô Việt Nam, và việc xử lý, khắc phục chúng đòi hỏi cả một quá trình công nghệ phức tạp và tốn kém. Để cải thiện các tính chất lý hóa của dầu, phục vụ cho công tác vận chuyển, tồn trữ chúng, người ta sử dụng nhiều biện pháp nhằm làm giảm độ nhớt hoặc gia nhiệt cho chúng để chống sự đông đặc làm tắc nghẽn đường ống của dầu. Ví dụ, bằng phương pháp cấy vi sinh vào môi trường nước ép vỉa, người ta đã làm tăng tối đa các quá trình phản ứng men ôxy hóa hydrocacbon của dầu có độ nhớt cao, điều đó làm tăng khả năng thu hồi dầu ở các tầng sản phẩm và làm tăng được tính lưu biến của chúng. Ngoài các ảnh hưởng trên, thì với yếu tố địa lý, khí hậu, thủy văn phức tạp như đã nêu (trong mục 1.1.3) cũng có sự tác động không nhỏ đối với công tác vận chuyển và các quá trình công nghệ khai thác dầu. Vùng biển thềm lục địa phía Nam này chịu ảnh hưởng gió mùa nhiệt đới, hình thành 2 mùa rõ rệt : - Mùa mưa có gió Tây- Nam, được đặc trưng bởi lượng mưa lớn và nhiều sương mù kéo dài từ khoảng tháng 4 đến tháng 10. Vào mùa này khí hậu thường nóng, do vậy dầu thô khai thác được khi qua các công đoạn xử lý công nghệ trên giàn ít bị mất nhiệt, hạn chế được khả năng đông đặc của chúng. - Vào mùa khô thường từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau, có gió Đông-Bắc với cường độ lớn, gọi là mùa gió chướng. Trong khoảng thời gian này, hay xuất hiện những cơn bão hay áp thấp nhiệt đới với sức gió đến 25(30m/s, nhiệt độ không khí giảm xuống rõ rệt. Vì vậy, ở các giàn khai thác có các giếng với sản lượng thấp thường hay xảy ra hiện thượng dầu bị đông đặc, hoặc chí ít thì tính linh động của dầu cũng giảm xuống rõ rệt, gây khó khăn cho việc vận chuyển dầu. Đó là chưa kể đến những sự cố bất thường xảy đến cho tuyến vận chuyển dầu (tắc nghẽn, gẫy vỡ đường ống) và các trạm tiếp nhận cũng thường hay xảy ra trong mùa thời tiết không mấy thuận lợi này. Ngoài ra, điều kiện khí hậu nhiệt đới, độ ẩm không khí lớn, và môi trường biển này hoàn toàn có hại đến tuổi thọ, độ bền của máy móc, thiết bị công nghệ cũng như các tuyến đường ống vận chuyển dầu. Các cấu trúc, kết cấu kim loại của máy móc thiết bị công nghệ ngoài việc chịu tải trọng lớn khi làm việc, còn chịu tác động ăn mòn với cường độ lớn do môi trường biển gây ra. Trong thực tế, có trên 50% các trường hợp sự cố đối với các đường ống ngầm vận chuyển dầu là do tác động của ăn mòn kim loại. Vì vậy khi tính toán thiết kế, lắp đặt các hệ thống thiết bị công nghệ trên các công trình biển, phải nên đặt điều kiện làm việc này (môi trường biển, độ ẩm lớn, khí hậu nhiệt đới ...) lên mối ưu tiên hàng đầu 1.3 . Sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí 1.3.1. Mục đích và nhiệm vụ - Dầu thô khai thác là hỗn hợp của nhiều chất: dầu, khí, nước, Parafin và tạp chất. - Để lấy dầu thương phẩm và vận chuyển được ta phải xây dựng hệ thống thiết bị để thu gom xử lý. - Nhiệm vụ của hệ thống thu gom và xử lý là: + Tách dầu ra khỏi khí và nước; + Dùng hoá phẩm để gia nhiệt hoặc hạ nhiệt độ đông đặc của dầu; + Phân phối dòng sản phẩm nhờ cụm Manhephon đến các thiết bị đo, kiểm tra, xử lý theo sơ đồ công nghệ. 1.3.2. Sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí Hệ thống thu gom vận chuyển trên giàn cố định, cơ bản được lắp trên 6 Blốc khai thác sau đây: 1.3.2.1. Blốc Modun No/1 và No/2 Đây là hai Blốc quan trọng nhất, được lắp đặt thiết bị miệng giếng và các hệ thống đường ống thu gom sau. - 5 đường ống công nghệ chính: + Đường gọi dòng: dẫn về bình gọi dòng; + Đường làm việc chính: đưa về bình tác H
C; + Đường làm việc phụ; + Đường ống xả: để xả áp suất trong trường hợp cần thiết. Nếu giếng có áp suất thấp nó dẫn về bình 100 m3 để tách; + Đường dẫn về bình đo. - Các đường phụ trợ: + Đường dập giếng; + Đường tuần hoàn thuận; + Đường tuần hoàn nghịch. Ngoài ra trên Blốc này còn được lắp đặt: - Bình tách 16 m3; - Bình Gaslift; - Hệ thống đường vận chuyển: dầu thô, nước ép vỉa giữa các giàn và chuyển dầu ra tàu chứa. 1.3.2.2. Blốc Modun No/3 Được lắp đặt hệ thống sau. - Bình H
C (còn gọi là bình tách áp suất cao; bình 25 m3): + Thể tích 25 m3; + Áp suất giới hạn 22 KG/cm2; + Áp suất làm việc 7
12 KG/cm2. - Bình Bufe (còn gọi là bình tách áp suất thấp; bình 100 m3; bình E1): + Thể tích 100 m3; + Áp suất giới hạn 6 KG/cm2; + Áp suất làm việc 2,5
3 KG/cm2. - Hệ thống máy bơm để bơm dầu từ bình 100 m3 ra tàu chứa. - Hệ thống đường ống nối từ các bình tách đến các Blốc Modun No/1, No/2 và Blốc Modun No/4, No/5. 1.3.2.3. Blốc Modun No/4 Được lắp đặt các hệ thống sau: - Hệ thống hoá phẩm cho gaslift; - Trạm phân phối khí cho các giếng gaslift; - Hệ thống đo bao gồm: + Bình đo: 1. Áp suất làm việc: 57,2 KG/cm2; 2. Áp suất thử: 72 KG/cm2; 3. Áp suất van an toàn: 63 KG/cm2. + Hệ thống tuốcbin đo dầu và khí. - Hệ thống bình gọi dòng. - Bình sấy áp suất cao và sấy khí áp suất thấp. 1.3.2.4. Blốc Modun No/5 Được lắp đặt các hệ thống sau: - Các hệ thống bơm ép và các thiết bị pha hoá phẩm cho công nghệ bơm ép nước và xử lý vùng cận đáy giếng; - Hệ thống tủ điều khiển tự động bằng thuỷ lực; - Xưởng cơ khí. 1.3.2.5. Blốc Modun No/6 Lắp đặt các hệ thống sau: - Các thiết bị phụ trợ; - Các máy bơm phục vụ cho công nghệ bơm ép nước; - Hệ thống máy nén khí để duy trì áp suất cho các hệ thống tự động trên giàn. 1.3.3. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu Sau khi dòng sản phẩm ra khỏi miệng giếng, nó đi qua hệ thống phân dòng (cụm Manhephon) để phân phối dòng theo các đường ống phù hợp với từng mục đích công nghệ sau 1.3.3.1. Đối với giếng gọi dòng Sản phẩm dầu khí sau khi ra khỏi miệng giếng được phân phối về đường gọi dòng để đưa vào bình gọi dòng. Tại đây: - Dầu được tách ra và được đưa về bình 100 m3 để tách lần 2; - Khí đưa ra phaken đốt; - Nước, dung dịch khoan, dung dịch gọi dòng xả xuống biển. Khi thấy dầu phun lên thì người ta không đưa sản phẩm vào bình gọi dòng mà chuyển sang bình tách (H
C hoặc bình 100 m3). 1.3.3.2. Đối với giếng cần đo Khi tiến hành khảo sát giếng, kiểm tra định kỳ hoặc đột xuất, để xác lập các thông tin của vỉa giếng, nhằm xây dựng chế độ khai thác hợp lý, người ta tiến hành công tác đo. Quy trình công nghệ như sau: dầu- khí sau khi ra khỏi miệng giếng được đưa về đường đo dẫn vào bình đo. Bình đo có tác dụng tách dầu riêng, khí riêng: - Dầu sau khi qua hệ thống tuốcbin đo được đưa về bình 100 m3 để tách tiếp. - Khí sau khi qua thiết bị đo nếu: + Áp suất cao, nó đưa về bình H
C để xử lý; + Áp suất thấp, nó đưa ra phaken đốt. 1.3.3.3. Đối với giếng khai thác bình thường Sản phẩm đi ra khỏi miệng giếng qua đường làm việc chính vào bình tách H
C (25 m3). - Dầu tách được sẽ chuyển sang bình 100 m3 tách tiếp, sau đó dầu được bơm ra tàu chứa, còn khí đưa