Đề tài Nghiên cứu tuyến ống vận chuyển khí hai pha từ Nam Côn Sơn đến Dinh Cố

LỜI MỞ ĐẦU Hiện nay, Dầu khí đã trở thành nguồn tài nguyên cung cấp năng lượng chủ yếu cho con người, cả trong lao động sản xuất lẫn trong cuộc sống hàng ngày. Chính vì vậy mà ngành công nghiệp Dầu khí ở các nước trên thế giới nói chung và ở Việt Nam nói riêng đã trở thành một ngành chiếm vị trí quan trọng trong nền kinh tế quốc dân. Tính cho đến nay, toàn ngành Dầu khí Việt Nam đã khai thác được 205 triệu tấn dầu thô và hơn 30 tỷ m3 khí, mang lại doanh thu trên 40 tỷ USD, nộp ngân sách nhà nước gần 25 tỷ USD, tạo dựng được nguồn vốn chủ sở hữu trên 80 nghìn tỷ đồng. Mục tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí trong nhiều năm trở lại đây liên tục được hoàn thành với mức từ 30 - 35 triệu tấn dầu qui đổi/năm, nó có ý nghĩa hết sức quan trọng đối với việc đảm bảo cân đối bền vững, duy trì ổn định sản lượng dầu khí khai thác phục vụ nền kinh tế, đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước cho thời gian tới. Với những thành tích đáng ghi nhận như vậy, nền công nghiệp dầu khí hiện nay vẫn đang đẩy mạnh khai thác các mỏ hiện có; đồng thời tích cực hợp tác, tìm kiếm - thăm dò các mỏ có tiềm năng, trữ lượng cao trong và ngoài nước để có thể khai thác phục vụ nhu cầu sử dụng của con người trong tương lai. Một trong những lĩnh vực của nền công nghiệp dầu khí hiện đang rất được quan tâm đó là vận chuyển dầu khí. Nó là khâu quan trọng nối liền khai thác với chế biến và tiêu thụ, mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình khai thác dầu khí. Đặc thù chung trong việc khai thác dầu khí ở nước ta là các giếng khai thác ở xa ngoài biển nên việc đưa dầu khí vào đất liền đòi hỏi một hệ thống đường ống dẫn lớn và yêu cầu làm việc hiệu quả, độ tin cậy cao. Với điều kiện khai thác như vậy thì việc thi công, lắp đặt các hệ thống đường ống dẫn dầu khí ngoài biển trở nên hết sức khó khăn, phức tạp. Việc tính toán thi công đường ống dẫn ngoài khơi trở nên cấp thiết hơn lúc nào hết. Xác định được tính cấp thiết và tầm quan trọng đó, em đã tiến hành xây dựng đồ án tốt nghiệp với nội dung là:“ Nghiên cứu tuyến ống vận chuyển khí hai pha từ Nam Côn Sơn đến Dinh Cố ”. Được sự gợi ý và hướng dẫn của ThS Đào Thị Uyên cùng các thầy cô trong Bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, chuyên đề của em là: “Tính toán công nghệ cho tuyến ống từ Nam Côn Sơn (NCSP) đến Dinh Cố”. Đồ Án chia làm 4 chương: Chương 1: Tổng quan về công nghệ thu gom vận chuyển khí Chương 2: Các bước cơ bản xây dựng tuyến ống NCSP - Dinh Cố Chương 3: Tính toán công nghệ cho tuyến ống NCSP - Dinh Cố Chương 4: Công tác an toàn trong quá trình bảo dưỡng và sửa chữa. Để hoàn thành đồ án này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới giáo viên hướng dẫn Thạc Sỹ Đào Thị Uyên cùng các thầy trong Bộ môn Thiết bị dầu khí đã giúp đỡ em rất nhiều trong quá trình thực hiện đồ án. Mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan để xây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn hạn chế, nên đồ án này chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm góp ý của tất cả các thầy và các bạn để sau này khi tiếp xúc với môi trường công việc có thể giải quyết các vấn đề được tốt hơn. Em xin chân thành cảm ơn! Hà nội, ngày 05 tháng 05 năm 2010 Sinh viên Trịnh Xuân Đoàn CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC THU GOM VẬN CHUYỂN KHÍ BẰNG ĐƯỜNG ỐNG 1.1. Mạng lưới đường ống dẫn khí Việt Nam Ở việt nam khí được sử dụng trên quy mô công nghiệp vào năm 1981 khi mỏ khí Tiền Hải C Thái Bình được đưa vào khai thác góp phần thúc đẩy phát triển công nghiệp địa phương. Tuy nhiên thời gian này lượng khí khai thác không nhiều vùa chưa hình thành ngành công nghiệp khí. Tháng 4 năm 1995 có thể coi là cột mốc đánh dấu sự hình thành ngành công nghiệp khí tại Việt Nam khi hệ thống đường ống dẫn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ vào bờ được chính thức đưa vào hoạt động. Đến nay, đã trở thành một trong những ngành quan trọng trong sự nghiệp công nghiệp hóa đất nước và đóng góp ngày càng lớn cho ngành dầu khí nói riêng và cho đất nước nói chung.
Hinh 1.1: Mạng lưới hệ thống đường ống dẫn khí phía nam 1.1.1. Hệ thống Rạng Đông - Bạch Hổ - Phú Mỹ gồm: Đường ống ngoài khơi Rạng Đông - Bạch Hổ được nói từ mỏ Rạng Đông về mỏ Bạch Hổ, được đưa vào khai thác sử dụng vào cuối năm 2002. Đường ống vận chuyển khí hai pha, đường kính ống 16 inch với tổng chiều dài 46,5 km, áp suất làm việc 60 barg. Công suất thiết kế của đường ống là 1,5 tỷ m3 khí/năm có tính tới các nguồn khí từ các mỏ lân cận thuộc Bể Cửu Long như Emeral, Ruby, Phương Đông, Pearl… Trong giai đoạn đầu đường ống Rạng Đông - Bạch Hổ đã vận hành với lưu lượng khoảng 0,5 tỷ m3 khí/năm. Đường ống Bạch Hổ - Nhà máy chế biến Dinh Cố có đường kính 16 inch với tổng chiều dài 116 km (đường ống ngoài biển là 107 km, đường ống trên bờ là 9 km). Đường ống vận chuyển hai pha với áp suất làm việc 115 barg. Nhà máy chế biến Dinh Cố có công suất xử lý, chế biến 2 tỷ m3 khí/năm. Đường ống khí từ Dinh Cố đến Phú Mỹ có đường kính 16 inch (từ Dinh Cố đến Bà Rịa) và 17 inch (đoạn từ Bà Rịa đến Phú Mỹ) với tổng chiều dài là 35 km. Đường ống vận chuyển một pha với áp suất làm việc là 45 Barg. Hiện nay, hệ thống Rạng Đông - Bạch Hổ - Phú Mỹ hàng ngày vận chuyển vào bờ và xử lý khoảng 5,5 triệu m3 khí ẩm (tương đương khoảng 2 tỷ m3/năm), cung cấp trên 5 triệu m3 khí khô/ngày cho các nhà máy điện, đạm ở Bà Rịa - Phú Mỹ, hàng năm cung cấp khoảng 130.000 - 150.000 tấn condensate và khoảng 350.000 tấn khí hóa lỏng (LPG) cho nhu cầu trong nước. Tính đến hết năm 2006, hệ thống này đã cung cấp cho nền kinh tế quốc dân khoảng 18 tỷ m3 khí khô, 2,5 triệu tấn LPG và trên 1 triệu tấn condensate. 1.1.2. Hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn
Hình 1.2: Đường ống Nam Côn Sơn Đường ống với tổng chiều dài 398 km, được phân theo các giai đoạn sau: + Đường ống đẫn khí ngoài khơi có đường kính 26 inch với tổng chiều dài 361 km nối từ Mỏ Lan Tây thuộc lô 06.1 đến điểm tiếp bờ Long Hải; đường ống vận chuyển hai pha, áp suất thiết kế 160 barg. Để dự phòng đầu nối các mỏ khí khác thuộc Bể Nam Côn Sơn trong tương lai, dọc đường ống ngoài khơi Nam Côn Sơn bố trí các đầu chờ. + Đường ống dẫn khí trên bờ đoạn nối tiếp từ điểm tiếp bờ Long Hải đến trạm xử lý Dinh Cố có đường kinh 26 inch với chiều dài 9 km, đường ống vận chuyển hai pha, áp suất thiết kế 160 barg. + Đường ống trên bờ đoạn nối từ Trạm xử lý Dinh Cố đến trung tâm phân phối khí Phú Mỹ có đường kính 30 inch với chiều dài 28 km, đường ống vận chuyển một pha, áp suất thiết kế nhỏ nhất 70 barg. Trạm xử lý Dinh Cố: có công suất xử lý khí trong giai đoạn 1 là 10,048 triệu m3/ngày Công suất vận chuyển của hệ thống đường ống Nam Côn Sơn theo thiết kế khoảng 7 tỷ m3/năm 1.1.3. Hệ thống đường ống dẫn khí Phú Mỹ - Mỹ Xuân - Gò Dầu Hệ thống phân phối khí thấp áp Phú Mỹ - Mỹ Xuân - Gò Dầu nhận khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn sau trung tâm phân phối khí Phú Mỹ, cung cấp cho các hộ tiêu thụ thuộc các khu công nghiệp Phú Mỹ - Mỹ Xuân - Gò Dầu. Đường ống chính của hệ thống này có đường kính 12 inch, chiều dài 7 km, áp suất 10 barg, công suất thiết kế tối đa 1 tỷ m3/năm. Hệ thống đã đưa vào vận hành chính thức năm 2003 với lưu lượng vận chuyển hiện nay khoảng 0,3 tỷ m3/năm. Như vậy, hiện tại khu vực Đông Nam Bộ có hai hệ thống đường ống khí chính là hệ thong đường ống Bạch Hổ và Nam Côn Sơn, hai hệ thống đường ống này hiện tại cung cấp khoảng 5,5 tỷ m3 khí khai thác từ cá mỏ dầu khí thuộc bể Cưu Long và mỏ Nam Côn Sơn cho thị trường Đông Nam Bộ cũng như cốt lõi của toàn bộ ngành công nghiệp khí khu vực này. 1.1.4. Hệ thống đường ống dẫn khí PM3 - Cà Mau Đường ống dẫn khí Lô PM3 CAA - Cà Mau công suất 2 tỷ m3 khí/năm, đường kính 18 inch, chiều dài 325 km, áp suất vận hành 140 barg (ngoài khơi) và 60 barg (trên bờ). Hệ thống này được đưa vào vận hành và vận chuyển khí từ khu vực PM3 CAA giữa việt Nam và Malaysia về cung cấp cho các nhà máy điện Cà Mau. 1.1.5. Hệ thống đường ống Lô B - Ô Môn Hệ thống đường ống Lô B - Ô Môn Đang được triển khai để cung cấp khí cho trung tâm điện lực ô môn và các hộ tiêu thụ khác thuộc khu vực đồng bằng sông Cửu Long. Đường ống dự kiến có chiều dài khoảng 400 km, đường kính 28 inch, công suất thiết kế 6 tỷ m3/năm. Dự kiến vận hành cuối 2011. 1.2. Điều kiện làm việc của hệ thống đường ống Theo lịch sử phát triển công nghiệp khí thiên nhiên, sự phát triển của nó đồng nghĩa với sự phát triển của hệ thống ống dẫn, đây là phương tiện vận chuyển rẻ tiền và an toàn nhất, so với khoản chi phí đầu tư nén ép hay hóa lỏng, nhưng nó cũng là một trong các yếu tố kìm hãm sự phát triển nền công nghiệp khí. Các đường ống vận chuyển có thể là ống dân dụng (phục vụ cho dân sinh) hay ống công nghệ (phục vụ cho sản xuất công nghiệp), chuyển tải các thể khí, lỏng, bọt… Các ống làm việc trong những điều kiện rất phức tạp. Ngoài điều kiện thiên nhiên tác động như: sóng, gió, áp lực nền đất… Ống chịu tác dụng của áp suất từ 0,01 ÷ 2500 (kG/cm2) hoặc cao hơn, nhiệt độ: - 150 + 7000C hoặc cao hơn, chịu tải trọng thường xuyên của trọng lượng bản thân ống, các thiết bị phụ trợ… Ngoài ra trong ống có thể sinh ra những tải trọng chu kì do bị đốt nóng không đều, sức níu của các ổ tựa… Vì vậy mọi tuyến ống đều phải thiết kế cận thận trên cơ sở tính toán thủy lực, nhiệt, bền đảm bảo những yêu cầu về an toàn, chất lượng: Hệ thống phải kín tuyệt đối Vận chuyển hỗn hợp các sản phẩm giếng ở khoảng cách nhất định Thu gom riêng biệt các sản phẩm ngậm nước và không ngậm nước Sử dụng và tận dụng tối đa khí hydrocacbon khi thác được Tách dầu từng bậc sao cho khí tách ra có thể vận chuyển mà không cần sử dụng máy nén Đo lượng chất lỏng (dầu, nước) và khí của từng giếng khai thác Vận chuyển khí tới nơi tiêu thụ Tập trung hóa tối đa các công trình giảm số lượng Để xây dựng phần ống dẫn của hệ thống ống dẫn khí người ta dùng các ống nguyên, ống hàn (ống thẳng và xoắn ốc) ở bảng 1.1 Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật đường ống dẫn khí Nơi chế tạo  Mã số  Đường kính ống (mm)  Bề dày thành ống (mm)  Giới hạn bền lực (MPa)  Giới hạn lưu động (MPa)   (1)  (2)  (3)  (4)  (5)  (6)   Nga  14-3-600-77 14-3-602-77 14-3-741-78 14-3-721-77 14-3-721-78 14-3-604-77 14-3-605-77 14-3-605-79  1420 1220 1020 1420 1220 1220 1220 1220 820 529 529 1020  16,5 11,5÷15,2 11÷12,5 17,5 14,5÷17,2 10,5÷12,5 10,5÷12,5 9÷12 8; 9; 10 7; 8; 9 7; 8; 9 9;5÷10  588 509,6 490 549,8 549,8 539 589 539 588 490 490 539  411 362,6 343 421,4 421,4 372,4 372,4 372,4 411,6 343 352,8 372,4   Nhật  56-76C; 56-7671C; 56-76HKK 56-76CK; 56-761C56-7771HKK;56-76KC 40/48/56; 28-78  1420 1220 1020 720; 529  7 – 19,5  529-588  392-460,6   Đức  20/8/40/48/56/79 40/48/56-78X 20/28/40/48/8071C  1420 1220 720; 529  7 – 21,5  529,2-588  392-460,6   Ý  20/28/75  702,59  84 – 11  509,6  372,4   Tiệp  132/78; 236/78  702,59  7 – 15  490  352,8   1.3. Phân loại khí Khí nhân tạo (khí thắp sáng): là loại khí nhận được bằng cách chưng cất than đá hay vật liệu butimen, thậm chí là dầu mỏ. Từ khi có sự xuất hiện các loại khí thiên nhiên như: khí đồng hành, và khí không đồng hành với nhiều công dụng khác nhau thì loại khí này ít được sử dụng. Khí thiên nhiên: là hỗn hợp bao gồm các hydrocacbon và một số chất vô cơ khác như: SO2, H2S, He… Nằm sâu dưới lòng đất, trong các vỉa khí, chúng chia làm hai loại: + Khí đồng hành (khí dầu): Là khí tự nhiên hòa tan trong dầu và được tách ra khỏi dầu trong quá trình khai thác. Đặc trưng, lượng dầu thu được nhiều hơn nhiều so với lượng khí. Khí đồng hành thực chất là các thành phần nhẹ của dầu mỏ và được hình thành cùng lúc với dầu. khí nằm trong vỉa ở điều kiện và áp suất cao (lớn hơn áp suất bão hòa) nên chúng hòa tan trong dầu, khi khai thác, áp suất giảm dần đạt đến giá trị nhỏ hơn áp suất bão hòa thì khí bắt đầu tách ra khỏi dầu và di chuyển tích tụ ở phần cao nhất của vỉa, hình thành vỉa khí. Vì vậy, khí đồng hành có thể hòa lẫn với dầu thô trong vỉa hay nằm trong mũi khí bên trên tầng dầu thô. Sản phẩm dầu và khí sau khi ra khỏi giếng, đưa qua thiết bị tách, tùy thuộc vào áp suất và nhiệt độ tách, yêu cầu đường ống vận chuyển… thành phần khí không ổn định, khác nhau. Nhìn chung, hàm lượng metan (C1) chiếm 70 – 80(%) thể tích khí, các hàm lượng hydrocacbon khác thể tích lớn hơn so với khí không đồng hành (bảng 1.1). Bảng 1.2: Hàm lượng hydrocacbon Mỏ Cấu Tử  Bạch Hổ  Rạng Đông  Rồng  Đại Hùng  PM3 – CAA   C1  70  72,5  77  75  77,91   C2  13  10,3  8  10  6,86   C3  8  7  5  6  4,09   C4  4  3,7  3  3,5  1,98   C5  2  1,5  1  1  0,42   C6+  4  3  1  2  0,1   N2  0,2  0,45  0,3  0,4  0,8   CO2  0,06  0,04  0,04  0,04  7,86   H2S  Rất nhỏ  Rất nhỏ  Rất nhỏ  Rất nhỏ    + Khí không đồng hành: Là khí tự nhiên nằm trong các hầm mỏ không chứa hoặc chứa một lượng không đáng kể về dầu thô. Loại khí này thường có thành phần chính metan và lượng rất nhỏ đồng đẳng C5 (hoặc cao hơn). Phụ thuộc vào điều kiện vỉa, khí không đồng hành chia làm 3 loại: * Khí khô: được tạo thành trong cái túi khí. Đặc trưng của vỉa là hàm lượng mêtan trong một số mỏ có thể đạt tới 95,3%. Trong suốt quá trình khai thác, lượng chất lỏng ngưng tụ thu được rất ít, thành phần khí trong vỉa không thay đổi và giống như thành phần của nó ở trạng thái ban đầu. * Khí ẩm được đặc trưng trong suốt quá trình khai thác ngoài sản phẩm khí chúng ta còn thu được lượng condensate đáng kể. Thành phần của khí khai thác được không giống với thành phần nguyên thủy của nó trong vỉa. Tiêu biểu là mỏ khí Thái Bình * Khí ngưng tụ hay vỉa condensate: được đặc trưng bởi áp suất lớn (> 3.1010Pa) và nhiệt độ cao từ 80 - 1000C. Do đó, chất lưu ban đầu trong vỉa tồn tại pha khí khi tác động vào vỉa, áp suất giảm xuống bằng áp suất điểm sương thì chất lỏng được ngưng tụ trong vỉa. Như vậy, tỷ số condensate/khí tùy thuộc vào nhiệt độ sâu của giếng khoan, áp suất ở đáy lỗ khoan. Tiêu biểu là mỏ khí Hải Trạch đang trong quá trình phát triển dự kiến sẽ cho dòng khí đầu tiên vào 2013. Sau khi tìm hiểu tính chất của khí tự nhiên, ta thấy: Ở các mỏ dầu chúng ta phải tìm đủ mọi cách để thu hồi sản phẩm dầu, khí đồng hành chỉ là thứ yếu. Tùy thuộc vào nhiệt độ và áp suất chênh lệch mà thu được nhiều hay ít khí đồng hành. Hàm lượng và thành phần khí, chất lỏng thu được trong các giếng dầu - khí khác nhau: bao giờ hàm lượng pha lỏng trong khí đồng hành cũng cao hơn khí không đồng hành, hàm lượng pha khí thì ngược lại. Thành phần khí khai thác tại các chiều sâu khác nhau trong cùng một mỏ cũng khác nhau. Nếu như điều kiện địa chất của một số mỏ khí - dầu giống nhau thì thành phần khí sẽ khác nhau. Sự khác biệt về địa tầng cũng dẫn tới sự thay đổi tính chất lý - hóa, thành phần, khối lượng… khí hình thành. Ngoài ra, chiều sâu giếng khí còn ảnh hưởng đến thành phần hyđrocacbon nặng thu được do sự sắp xếp các cấu tử, tầng trên là mentan (C1) tiếp theo là các cấu tử hyđrocacbon khác trong các giếng dầu và khí nói chung không thay đổi lộn xộn, mà tuân theo một quy luật nhất định. 1.4. Cơ sở lựa chọn hệ thống đường ống thu gom và phân phối khí thiên nhiên Việc lựa chọn hệ thống đường ống thu gom phân phối khí phụ thuộc vào tốc độ mở vỉa, ngoài cơ sở để lựa chọn đường kính ống, còn là một trong những điều kiện thiết kế hệ thống vận chuyển. Khi mở vỉa chậm, lưu lượng không lớn thường chọn sơ đồ hai tuyến, tiêu hao kim loại 12%. Song cho phép loại trừ mạch đập áp suất và có thể vận chuyển dầu không ngậm nước một cách riêng rẽ. Nếu tốc độ mở vỉa nhanh, ta có thể dùng một tuyến, đảm bảo năng suất vận chuyển ở giai đoạn phát triển cao nhất. Với các mạng lưới phức tạp, cần sắp xếp giếng theo lưu lượng, địa hình, tính chất lý hóa… Các đối tượng vận chuyển có hàm lượng H2S cao hơn 3% cần bố trí thu gom riêng để có biện pháp bảo vệ chống ăn mòn cho phù hợp. Ngoài ra, việc lựa chọn hệ thống thu gom khí phải phù hợp với điều kiện khí hậu, địa hình, diện tích mỏ, sự thuận tiện trong việc bảo hành… Nhưng phải đạt hiệu quả về an toàn, kinh tế cao. Đặc biệt, phải phù hợp với các tính chất của mỏ, tính chất lý hóa của sản phẩm. 1.5. Sơ đồ đường ống thu gom, vận chuyển khí thiên nhiên Thành phần của khí không đồng hành khác với khí đồng hành do chứa nhiều hidrocacbon nhẹ: CH4(89 ÷ 95%); C2H4(3 ÷ 4%); C3H8(2 ÷ 3%)… Tuy nhiên thành phần các mỏ khí ngưng tụ (hay condensate) có chứa các hydrocacbon nặng cao hơn mỏ khí khô và tương đương với hàm lượng khí đồng hành. Vì vậy, hệ thống ống dẫn khí thiên nhiên nói chung là như nhau, bao gồm 4 bộ phận cơ bản sau: Ống nạp khí thiên nhiên là các ống được dẫn từ đầu giếng khoan đến hệ thống thu gom Ống thu gom Ống chia có nhiệm vụ dẫn sản phẩm đến ống dẫn chính, đến nhà máy chế biến khí. Bộ phận xử lý khí có nhiệm vụ tách lọc khí Ngày nay, chúng ta đang sử dụng hệ thống thu gom dầu khí áp suất, kín, đầu ống là thiết bị làm lạnh hoặc trạm bơm nén… Tên của hệ thống thu gom phụ thuộc vào yếu tố hình dáng, thường được xác định bằng dạng của ống thu gom khí. Có hai hệ thống thu gom cơ bản: hệ thống thu gom dọc tuyến và hướng tâm. Trong hệ thống thu gom kiểu dọc tuyến một ống dẫn đi qua các đầu giếng để thu gom các sản phẩm, ống này phải chịu được áp suất của các đầu giếng và phải có kích thước đủ lớn để đưa khí về nơi xử lý.
 Hình 1.3: Hệ thống dọc tuyến Hệ thống thu gom hướng tâm, các ống bắt nguồn từ nhiều giếng khai thác cùng đưa về trung tâm, nơi đặt thiết bị xử lý. Hình 1.4: Hệ thống thu gom hướng tâm Còn nếu đường ống chính chạy trực tiếp qua mỏ bằng đường ống song song được bố trí chạy từ mỗi giếng thì ta được hệ thống thu gom song song Hình 1.5: Hệ thống thu gom song song Đối với các vùng mỏ có các giếng với áp suất miệng giếng khác nhau thì hai thệ thống này khó có thể áp dụng được. Do đó, người ta đã cải tiến, kết hợp hệ thống thu gom hướng tâm và hệ thống thu gom dọc tuyến thành hệ thống thu gom ống chính.
 Hình 1.6: Hệ thống thu gom trục chính Từ hệ thống thu gom trục chính ta có thể bố trí và sắp xếp quy trình các hệ thống thu gom khí theo sơ đồ mạch vòng. Tại đây, các đường thu gom sản phẩm từ mỗi giếng sẽ chạy đến các đường ống chính này. Trạm nén được bố trí hợp lý trong sơ đồ thu gom mạch kín. Nếu hệ thống thu gom chính được bố trí nằm xung quanh trạm máy nén gần tâm của nó thì hệ thống thu gom này gọi là hệ thống thu gom trung tâm. Hình 1.7: Hệ thống thu gom trung tâm Từ các hệ thống thu gom trên, hệ thống thu gom kết hợp ra đời hoàn thiện hơn, sản phẩm các giếng được thu gom tập trung tại các trung tâm xử lý sơ bộ rồi mới đến xử lý trung tâm. Hệ thống này có thể áp dụng thu gom các loại khí thiên nhiên nhưng đặc biệt phát huy khi sử dụng trong thu gom xử lý riêng cho các loại khí đồng hành hoặc khí không đồng hành nhiều C02. Hình 1.8: Hệ thống thu gom kết hợp Ghi chú: : Ống nạp; : : Trạm nén khí; : Van; : Ống thu gom; : Đầu giếng; :Ống tăng áp,dẫn khí đến đường ống dẫn chính hoặc đến nhà máy chế biến khí. 1. 6. Hệ thống đường ống phân phối khí cơ bản Phụ thuộc vào tính chất và hệ thống thu gom trên mỏ khai thác, quyết định tuyến ống vận chuyển cùng với các trang thiết bị hợp lý. Thông thường, hệ thống đường ống dẫn khí bao gồm ống dẫn chính và ống nhánh, dùng để vận tải loại khí thiên nhiên từ nơi khai thác đến nơi tiêu thụ, bao gồm các bộ phận (hình 1.10):
HìHInh 1.9: Sơ đồ đường ống dẫn khí Ghi chú: 1 - Trạm thu gom 9,14,22 - Đường ống dài 2 - Đường ống thu gom khí khai thác 10 - Trạm nén trung gian 3 - Thiết bị đầu nguồn 12 - Thiết bị bảo vệ 4 - Máy bơm 15 - Trạm phân phối khí 5, 13, 18, 24 - Ống nhánh 16 - Hệ thống bảo vệ điện hóa 6 - Đường ống dẫn chính 19 - Trạm tích trữ khí 7 - Trạm nén khí 23 - Trạm phân phối khí 8, 11 - Đường ống dài 20 - Hệ thống máy bơm của trạm tích trữ khí 21 - Thu hồi nước và condensate Khí từ hệ thống thu gom (1) qua hệ thống đường ống (2) đưa qua các thiết bị đầu nguồn (3) như: Tách condensate và nước, tiến hành đo rồi dẫn vào bộ phận điều hòa sản phẩm. Condensate sẽ theo hệ thống ống nhánh (4) đi ra bồn chứa, còn nước sẽ đến bộ phận xử lý nước. Khí tiếp tục theo đường ống dẫn chính (6) đến trạm nén khí đầu tiến (7) để đi vào đường ống dẫn dài (8) đoạn đường ống này có thể được lắp trên địa hình phức tạp như: sông, ao, hồ, biển, đường giao thông… nên chúng có đường kính thay đổi theo mức độ an toàn quy định, đặc biệt cuối đường ống phải có van chặn (9) tiếp tục khí được nén lần thứ hai (10) nếu đi qua chặng đường dài khác để đến đoạn ống nhánh (13 ,18) để đến trạm phân phối, tích trữ khí (15, 19). Trước các ống nhánh, ống dài thường được lắp các thiết bị bảo vệ đường ống (12), đảm bảo cho dòng khí chảy ổn định, liên tục vượt qua các chướng ngại vật như: trạm tích trữ khí, trạm thu hồi nước và condensate (21),… để đến trạm phân phối khí (23) đưa khí đến các đường ống nhánh (24) đến các hộ tiêu thụ. CHƯƠNG 2 CÁC BƯỚC CƠ BẢN XÂY DỰNG TUYẾN ỐNG NCSP - DINH CỐ 2.1. Giới thiệu về đường ống Nam Côn Sơn - Dinh Cố Đường ống Nam Côn Sơn - Dinh Cố có chiều dài là: 370 km bao gồm 361 km đường ống trên biển và 9 km đường ống trên bờ, điểm bắt đầu là từ Lan Tây và kêt thúc tại nhà máy Dinh Cố Terminal. Đường ống NCSP là đường ống dài nhất trong khu vực Đông Nam Á, Nằm thuộc phía đông nam của Thành Phố Vũng Tàu, có đường kính 26 inch = 660,4 mm, vật liệu chế tạo là thép API 5L X64. Nhà máy xử lý khí NCS Terminal vận hành vào năm 2002 được thiết kế với công suất 20 triệu m3 khí/ngày, thu hồi và xử lý 1200 m3 Condensate/ngày (Khi lắp đặt bổ sung thêm Slug catcher có thể xử lý khoảng 2400 m3 Condensate/ngày Nhà máy xử lý khí NCS Terminal hiện đang vận hành 19,2 triệu m3 khí/ngày, tách và xử lý khoảng 1100 m3 Condensate/ngày khả năng tiếp nhận bỏ sung 0,8 triệu m3 khí/ngày.
Hình 2.1: Sơ đồ công nghệ nhà máy xử lý khí Dinh Cố Bảng 2.1: Công suất các thiết bị của nhà máy xử lý khí Dinh Cố Áp suất tại Trạm tiếp bờ,  70( 120 Barg   NCS DINH CO TERMINAL   THIẾT BỊ  TÊN  CỐNG SUẤT THIẾT KẾ  ĐƠN VỊ  CÔNG SUẤT VẬN HÀNH   Slug Catcher  V-2103  20  Triệu m3 khí/ngày  19.2 triệu m3 khí/ngày     5100  m3 lỏng/ngày  1100 m3 lỏng/ngày   Thiết bị tách lọc  F2808A/B  350410  Kg/h (khí)      428  Kg/h (lỏng)    Thiết bị trao đổi nhiệt  X2802A/B  345000  Kg/h(khí)    Thiết bị Lọc Cond.  F3103A/B  29225  Kg/h    Bơm xuất Cond.  P3004A/B  89  m3/h    Hiện tại, NCS DT đang tiếp nhận, xử lý 19,2 triệu m3 khí/ngày, gần với khả năng tối đa là 20,0 triệu m3 khí/ngày   Nhà máy xử lý khí NCS terminal thiết kế tách và ổn định condensate theo công nghệ chưng cất nhiệt độ thấp và kiểm soát hệ thống dew point (dewpoint control). Nhà máy xử lý khí NCS terminal hiện đang vận hành với công suất 19,2 triệu m3 khí/ngày, tách và xử lý khoảng 1100 m3 Condensate/ngày. Khả năng tiếp nhận bổ sung chỉ là 0,8 triệu m3khí/ngày. Công suất vận hành của Nam Côn Sơn Terminal theo các năm từ 2003 đến 2009 được thể hiện ở bảng dưới đây: Nhận xét: Công suất vận chuyển của đường ống NCS 1 là 7,0 tỷ m3 khí/năm. Hiện tại do các điều kiện nhận khí của các hộ tiêu thụ trên bờ, công suất khả dụng của đường ống là khoảng 5,24 – 5,6 tỷ m3 khí/năm. Nhà máy NCS Dinh Cố Terminal có công suất xử lý 7,0 tỷ m3 khí/năm được chia làm 2 dây chuyền có công suất 2 x 3,5 tỷ m3 khí/năm với chức năng tách và ổn định condensate của khí Lô 06-1, xử lý nhiệt độ điểm sương của khí khô cung cấp cho các hộ tiêu thụ tại Phú Mỹ. Theo thiết kế ban đầu, giai đoạn 2 sẽ có bổ sung các thiết bị tách LPG. Tuy nhiên cho đến nay các thiết bị trên vì các lý do kinh tế đã không được lắp đặt. Khả năng thu hồi LPG từ đường ống NCS 1 dự kiến 122500 tấn /năm, do vậy có thể bổ sung thiết bị cho NCS Dinh Cố Terminal hoặc đưa khí qua GPP 2 để thu hồi LPG. 2.2. Các bước cơ bản xây dựng tuyến ống NCSP - Dinh Cố Ngày nay trong các ngành sản xuất công nghiệp, đường ống và bể chứa nói chung được sử dụng rộng rãi ở nhiều phạm vi khác nhau. Nó có tác dụng quan trọng trong việc vận chuyển và cất giữ các sản phẩm công nghiệp mà thiếu nó thì quá trình tự động hoá của một số ngành công nghiệp sẽ gặp nhiều khó khăn, thậm chí không thực hiện được. Vì vậy, việc xây dựng một tuyến ống phải được tuân thủ nghiêm ngặt theo các bước cơ bản sau: