Đồ án Tìm hiểu quy trình vận hành các thiết bị công nghệ giàn ép vỉa – WIP 40000 mỏ Bạch Hổ

LỜI MỞ ĐẦU Trong công cuộc xây dựng đất nước, để tiến tới một nước văn minh, giàu đẹp, chúng ta không thể không nhắc đến một ngành kinh tế mũi nhọn của Tổ quốc. Mặc dù còn non trẻ, song với triển vọng đầy hứa hẹn đã sớm khẳng định được vị trí hết sức quan trọng của mình trong nền kinh tế quốc dân – đó là ngành Công nghiệp khai thác dầu và khí. Với hơn một trăm triệu tấn dầu thô cùng hàng chục tỉ mét khối khí đã được khai thác, dầu khí đã trở thành ngành dẫn đầu cả nước về đóng góp cho ngân sách Quốc gia, hàng năm đã thu về một nguồn ngoại tệ lớn cho đất nước. Để đạt được thành quả đó thì việc nắm vững nguyên lý hoạt động, quy trình vận hành các thiết bị trên giàn đóng vai trò hết sức quan trọng. Được sự đồng ý và hướng dẫn tận tình của Thầy Nguyễn Văn Thịnh cùng các Thầy trong Bộ môn Thiết bị dầu khí và công trình, em đã chọn Đề tài tốt nghiệp: “Tìm hiểu quy trình vận hành các thiết bị công nghệ giàn ép vỉa – WIP 40000 mỏ Bạch Hổ” Với mong muốn hiểu rõ thêm về các thiết bị trên giàn nhằm đảm bảo cho giàn hoạt động an toàn, chất lượng và kinh tế. Do sự hiểu biết và thời gian thực tế có hạn nên Đồ án không tránh khỏi những thiếu sót. Em kính mong nhận được sự bổ sung, đóng góp của các Thầy Cô cùng các bạn để em có thể hoàn thiện hơn sự hiểu biết của mình. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, 06/2009 Sinh viên Phạm Hồng Thanh CHƯƠNG I KHÁI QUÁT VỀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM HIỆN NAY 1.1. Lịch sử phát triển ngành Công nghiệp dầu khí Việt Nam Năm 1975, ngay sau ngày thống nhất hai miền Nam, Bắc, ngày 03/09/1975 đã đánh dấu một bước phát triển mới của ngành Dầu khí - Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam được thành lập trên cơ sở Liên đoàn Địa chất 36 và một bộ phận thuộc Tổng cục Hóa chất. Một năm sau ngày thành lập, ngày 25/07/1976, ngành Dầu khí đã phát hiện dòng khí thiên nhiên đầu tiên tại giếng khoan số 61 ở xã Đông Cơ - huyện Tiền Hải – Thái Bình. Trong giai đoạn từ 1977-1986, nhiều hoạt động nghiên cứu thăm dò đã được tiến hành với các đối tác của Liên Xô và Châu Âu trong lĩnh vực dầu mỏ. Sau 5 năm, kể từ khi phát hiện khí, dòng khí công nghiệp ở mỏ Tiền Hải đã được khai thác để đưa vào phục vụ cho phát điện và công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình. Ngày 19/06/1981, Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt-Xô (Việtsovpetro) được thành lập. Những nghiên cứu và khảo sát tìm kiếm vào tháng 05/1984 đã cho thấy: Có khả năng khai thác dầu thương mại trên các cấu tạo Bạch Hổ, Rồng. Ngày 06/11/1984 hạ thủy chân đế giàn khoan dầu khí đầu tiên của Việt Nam (MSP-1) tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/06/1986 đã đi vào lịch sử khai thác Việt Nam, khi Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt-Xô đã khai thác tấn dầu đầu tiên tại mỏ Bạch Hổ từ giàn MSP-1 và đã có tên trong danh sách các nước khai thác và xuất khầu dầu thô trên thế giới, khẳng định một tương lai phát triển đầy hứa hẹn cho ngành công nghiệp Dầu khí đất nước. Kể từ ngày 26/06/1986 đến hết tháng 10/2008, ngành Dầu khí đã khai thác được trên 280 triệu tấn dầu thô và trên 45 tỷ mét khối khí, mang lại doanh thu gần 60 tỷ USD, nộp ngân sách Nhà nước trên 36 tỷ USD, tạo dựng được nguồn vốn chủ sở hữu trên 100 nghìn tỷ đồng. Tháng 04/1990 - Tổng cục Dầu khí Việt Nam được sát nhập vào Bộ Công nghiệp nặng. Tháng 06/1990 - Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam (Vietnam Oil & Gas Corporation – Petrovietnam) được tổ chức lại trên cơ sở các đơn vị cũ của Tổng cục Dầu khí Việt Nam. Tháng 05/1992- Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam tách khỏi Bộ Công nghiệp nặng và trực thuộc Thủ tướng Chính phủ nước CHXHCN Việt Nam, trở thành Tổng Công ty Dầu khí quốc gia, với tên giao dịch quốc tế là Petrovietnam. Năm 1993, Luật Dầu khí được ban hành. Cũng trong năm này, Petrovietnam bắt đầu triển khai xây dựng hệ thống thu gom và vận chuyển khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ vào đất liền, phục vụ trước tiên cho Nhà máy nhiệt điện Bà Rịa – Vũng Tàu và sau này cho Phú Mỹ. Ngày 29/05/1995, Thủ tướng Chính phủ nước CHXHCN Việt Nam quyết định thành lập Tổng Công ty Nhà nước với tên giao dịch quốc tế là Petrovietnam. Ngày 28/11/2005, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất – Nhà máy Lọc dầu đầu tiên của Việt Nam được khởi công xây dựng với tổng vốn đầu tư là 2,5 tỷ USD. Tháng 08/2006, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam được thành lập theo quyết định số 199/2006/QD-TTg ngày 29 tháng 8 năm 2006. Tên giao dịch quốc tế là Vietnam Oil And Gas Group; gọi tắt là Petrovietnam, viết tắt là PVN. 1.2. Tình hình khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay Qua tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã khẳng định tiềm năng dầu khí Việt Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa, trữ lượng khí thiên nhiên có khả năng nhiều hơn dầu. Với trữ lượng đã được thẩm định, nước ta có khả năng tự đáp ứng được nhu cầu về sản lượng dầu khí trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3. Hiện nay ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 7 khu mỏ bao gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa, Lan Tây. Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta rất đáng phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của các nhà đầu tư là: lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng – IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170 nghìn m3 khí một ngày. Lô 16-1, giếng Voi Trắng – IX, cho kết quả 420 tấn dầu và 22 nghìn m3 khí một ngày. Lô 15.1, giếng Sư Tử Vàng – 2X cho kết quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen – 4X cho kết quả 980 tấn dầu một ngày. Triển khai tìm kiếm thăm dò mở rộng các khu mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng với các giếng R-10, 05-ĐH-10 cho kết quả 650 nghìn m3 khí/ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500 nghìn m3 khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate /ngày đêm. Tính đến nay, Petrovietnam đã khai thác được trên 250 triệu tấn dầu thô, trên 40 tỷ m3 khí. Quý 1 năm 2009, công tác khai thác dầu khí của PVN như sau:    - Tổng sản lượng khai thác quy dầu đạt 6,43 triệu tấn, bằng 101% kế hoạch quí I/2009, tăng 14% so với cùng kỳ năm 2008. Trong đó:    + Sản lượng khai thác dầu thô là 4,42 triệu tấn, bằng 101,4% kế hoạch quí I/2009, tăng 17,0% so với cùng kỳ năm 2008;      + Sản lượng khai thác khí là 2,01 tỷ m³, bằng 100% kế hoạch quí I/2009, tăng 7% so với cùng kỳ năm 2008. Dự kiến đến năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 30 đến 32 triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng cho các ngành Năng lượng và sản xuất công nghiệp trong cả nước. Đặc biệt đến thời điểm này (năm 2009), Nhà máy Lọc hóa dầu Dung Quất đã vận hành an toàn. Những dòng xăng dầu đầu tiên cho đất nước mang thương hiệu Made in Vietnam đã tuôn chảy từ nhà máy, đưa về các kho chứa và xuất bán trên thị trường nội địa. Mẻ sản phẩm dầu đầu tiên ra lò mang thương hiệu “made in Vietnam” tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đã được xuất qua 20 xe bồn để đưa ra thị trường tiêu thụ vào chiều ngày 20/02/2009. Với công suất 6,5 triệu tấn/năm, tương đương 148 nghìn thùng/ngày, khi vận hành với công suất 100% dự kiến vào đầu tháng 08/2009, bình quân mỗi tháng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất sẽ sản xuất gần 150 nghìn tấn xăng, 240 nghìn tấn dầu Diesel, khoảng 23 nghìn tấn khí hóa lỏng và các sản phẩm khác như xăng máy bay Jet-A1 (khoảng 30 nghìn tấn), dầu F.O (khoảng 25 nghìn tấn),… Sáng ngày 10/05/2008, tại khu kinh tế Nghi Sơn – Thanh Hóa, Công ty TNHH Lọc hóa dầu Nghi Sơn được ra mắt và khởi công san lấp mặt bằng Dự án trọng điểm quốc gia về lọc hóa dầu. Công suất lọc dầu của Dự án này là 200 nghìn thùng/ngày (tương đương với 10 triệu tấn/năm). Sau khi đi vào hoạt động năm 2013, sản lượng xăng dầu của Dự án này sẽ đáp ứng khoảng 60% nhu cầu xăng dầu của cả nước, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng Quốc gia. 1.3. Tình hình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Mỏ Bạch Hổ là mỏ lớn nhất Việt Nam và cũng là mỏ Việt Nam trực tiếp khai thác. Mỏ nằm ở phía Nam thềm lục địa Việt Nam, nằm trong lô 09-1 thuộc bể trầm tích Cửu Long, cách thành phố Vũng Tàu 120 km, do Xí nghiệp Liên doanh dầu khí Vietsovpetro khai thác. Tháng 6 năm 1986 dòng dầu khí đầu tiên được khai thác trong tầng trầm tích Mioxen của mỏ Bạch Hổ. Năm 1987 phát hiện dầu khí trong tầng trầm tích Oligoxen và đặc biệt năm 1988 phát hiện dầu khí trong tầng đá móng Granite nứt nẻ. Tổng trữ lượng dầu khí thu hồi được do khai thác cùng với dầu của toàn mỏ khoảng 31.8 tỷ m3 khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được đưa vào sử dụng cho các công trình của Nhà máy Bà Rịa từ tháng 5 năm 1995, cho Nhà máy Phú Mỹ 2,1 từ tháng 2 năm 1997 và tương lai là các khu công nghiệp của Vũng Tàu như Vedan, Kidwell… Công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới nói chung, ở Việt Nam và ở mỏ Bạch Hổ nói riêng đều phải trải qua ba giai đoạn sau đây: 1.3.1. Giai đoạn 1 Là giai đoạn khảo sát và thăm dò dầu khí, bằng các phương pháp kỹ thuật người ta có thể xác định được chính xác nơi nào có dầu và trữ lượng là bao nhiêu. Từ đó đi đến quyết định có khai thác hay không, nếu trữ lượng đủ lớn để khai thác thì tại đó các công trình khai thác dầu khí như các hệ thống giàn khoan và hệ thống đường ống sẽ được xây dựng. 1.3.2. Giai đoạn 2 Ở giai đoạn này các sản phẩm sẽ được khai thác và vận chuyển đến những nơi xử lý như các giàn trung tâm, các giàn công nghệ, hoặc chúng được đưa đến các bể chứa, thông qua hệ thống đường ống. Ở giai đoạn khai thác nó sẽ được phân thành hai thời kỳ khai thác khác nhau đó là: -Thời kỳ khai thác sơ cấp: Đây là thời kỳ đầu khi mà áp lực ở giếng đủ lớn để đẩy sản phẩm dầu khí lên đến nơi chế biến. -Thời kỳ khai thác thứ cấp: Đây là thời kỳ mà giếng không còn đủ áp lực để đẩy sản phẩm dầu khí đến nơi chế biến. Nhưng trữ lượng của nó vẫn còn khá lớn có thể vẫn tiếp tục khai thác được. Khi đó người ta sử dụng công nghệ bơm nước ép vỉa với áp lực đủ mạnh xuống giếng để tiếp tục khai thác. 1.3.3. Giai đoạn 3 Ở giai đoạn này các sản phẩm dầu mỏ sau khi đã được chế biến sẽ được đưa đến những nơi tiêu thụ như những trạm rót dầu không bến hoặc những cảng dầu nhờ hệ thống đường ống. Để phục vụ cho khoan thăm dò và khai thác dầu khí ngoài biển ở mỏ Bạch Hổ, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã xây dựng ở đây một hệ thống các công trình bao gồm: Giàn công nghệ trung tâm CTP, giàn khoan cố định MSP, giàn nhẹ BK, trạm rót dầu không bến UBN, các tuyến đường ống nội mỏ. Hiện nay, mỏ Bạch Hổ có: 9 giàn nhẹ BK: BK1, BK2, BK3, BK4, BK5, BK6, BK7, BK8, BK9 4 trạm rót dầu không bến UBN1, UBN2, UBN3, UBN4 1 giàn nén khí trung tâm CCP2 1 giàn nén khí nhỏ 2 giàn Công nghệ trung tâm CTP2, CPC3 10 giàn khoan cố định MSP (MSP 1; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11). CHƯƠNG II GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ GIÀN ÉP VỈA 2.1. Giới thiệu Giàn Ép nước cho mỏ dầu Bạch Hổ nằm trong vùng mỏ Bạch Hổ, ngoài khơi bờ biển Việt Nam, bên cạnh Giàn Công nghệ trung tâm 2 (CPP-2) và Giàn Nén khí trung tâm (CCP), chân đế trung chuyển (RB). Các cầu nối giữa các giàn đưa đến các sự cung cấp và phục vụ khác nhau. Bảng 2.1. Bảng cầu nối giữa các giàn ở mỏ Bạch Hổ Phân bố  Từ  Đến   Sự cấp khí Sự xả khí  Giàn – 2 Giàn nén khí Giàn ép vỉa  Giàn ép vỉa Giàn ép vỉa Giàn – 2   Nước cứu hỏa  Giàn – 2 Giàn ép vỉa  Giàn ép vỉa Giàn – 2   Nhớt thải  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Xả Condensate  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Đường ép vỉa đi giàn 1  Giàn ép vỉa  Chân đế trung chuyển   Đường ép vỉa đi BK6  Giàn ép vỉa  Chân đế trung chuyển   Đường ép vỉa đi BK2  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Corrosion Inhibitor  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Oxygen Scavenger  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Biocide  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Dầu nhiên liệu Diesel  Giàn – 2  Giàn ép vỉa   Cấp điện 6,3 KV  Giàn ép vỉa  Giàn – 2   Giàn gồm có 04 Module ép nước được thiết kế cung cấp 10.000 m3/ngày mỗi Module nước đã xử lý để ép vào vỉa, với áp suất bằng 250 Bar- áp suất bảo vệ vỉa và tối ưu việc khai thác dầu. Ngoài ra có một Module năng lượng với 3 máy phát điện với công suất 3,7 MegaWatt/máy. Giàn được thành lập bắt đầu từ năm 1996. Việc lắp đặt chia làm 3 giai đoạn: Giai đoạn 1: Phần chân đế, tầng sát biển, tầng gầm, Module -1; Giai đoạn 2: Module -2, Module -3, Module-5 (Module năng lượng); Giai đoạn 3: Module -4. 2.2. Phân bố của giàn và sàn các Module Giàn ép vỉa bao gồm tầng sát biển (Sea Deck), tầng gầm (Cellar deck) và tầng sàn Module. Các Module 1; 2; 3; 4; 5 được đặt trên tầng sàn Module. Tầng sát biển cung cấp đường thông đến cầu tàu và là đường thoát hiểm xuống biển trong trường hợp bất khả kháng. Tầng gầm bao gồm khu vực bảo quản hoá phẩm, bơm chuyển hoá phẩm, bơm chuyển dầu Diesel lên các thùng chứa sử dụng, bơm dầu thải, bơm nước rửa hoá phẩm, bơm nước ngọt cho giàn… Cụm xử lý khí cũng được đặt ở tầng gầm này. Cụm bơm chìm và các bơm UESPK ép vỉa cũng được lắp đặt trên tầng gầm. Tầng sàn Module gồm các Module ép nước 1; 2; 3; 4 và Module năng lượng 5 chứa các máy phát và các thiết bị điện. Các thiết bị công nghệ của Module ép nước hoặc các thiết bị điện năng lượng được phân bố giữa 3 tầng của Module: Tầng trệt (Lower Deck), tầng giữa (Mezzanine Deck) và tầng nóc (Roof Deck). 2.2.1. Tầng gầm Cellar deck Các bơm chìm hút nước biển; Vùng bảo quản hoá phẩm; Các bơm chuyển hoá phẩm (Chemical Transfer Pumps); Bơm chuyển dầu Diesel (Diesel Transfer Pumps); Bình chứa và các bơm nước ngọt; Bình chứa và các bơm dầu thải; Bình chứa và bơm nước xả rửa hoá phẩm; Cụm xử lý khí và tủ điều khiển của nó, hệ thống phun tưới nước tự động cho cụm xử lý khí (Deluge); Bơm thu gom nước hoá phẩm đổ trên mặt sàn; Xuồng cứu sinh; Bè cứu sinh; Bồn rửa mắt, vòi tắm an toàn; Kho sơn; Kho cơ khí; Các giếng 24” đường kính cho bơm chìm; Giếng 36” đường kính gom nước xả xuống biển (Disposal caisson). 2.2.2. Trên tầng sàn Module Bình tách dầu nhiên liệu Diezen (Diesel); Bể chứa dầu Diezen (Diesel) bên trong chân các cẩu. 2.2.3. Module 1 * Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm: - Cụm phin lọc thô; - Cụm phin lọc tinh; - Tháp chân không (có chiều cao xuyên cả 3 tầng); - Cụm bơm tăng áp; - Cụm bơm định lượng hoá phẩm; - Phòng điều khiển Module; - Phòng thí ngiệm kiểm tra chất lượng nước ép vỉa; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm: - Cụm bơm chân không; - Cụm máy điện phân Electrochlorinator; - Cụm máy nén khí và bình chứa khí công cụ; - Các bể chứa hoá phẩm; - Phòng ắc quy; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm: - Tuốc bin lực và bơm ép chính; - Tuốc bin máy phát điện dự phòng; - Thùng dầu Diesel cho máy phát; - Tủ CO2 cho bơm ép chính; - Tủ CO2 máy phát điện dự phòng; - Bình chứa khí để khởi động máy phát điện dự phòng; - Cẩu Titan 5400 HC No 157. 2.2.4. Module 2 * Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm: - Cụm phin lọc thô; - Cụm phin lọc tinh; - Tháp chân không (có chiều cao xuyên cà 3 tầng); - Cụm bơm tăng áp; - Cụm bơm định lượng hoá phẩm; - Phòng điều khiển Module; - Phòng tiện; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm: - Cụm bơm chân không; - Cụm máy điện phân Electrochlorinator; - Các bể chứa hoá phẩm; - Phòng ắc quy; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm: - Tuốc bin lực và bơm ép chính; - Tủ CO2 cho bơm ép chính; - Cụm máy nén khí GA-75-10; - Cẩu Titan 5400 HC No 160. 2.2.5. Module 3 * Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm: - Cụm phin lọc thô; - Cụm phin lọc tinh; - Tháp chân không (có chiều cao xuyên cả 3 tầng); - Cụm bơm tăng áp; - Cụm bơm định lượng hoá phẩm; - Phòng điều khiển Module; - Phòng lưu trữ; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm: - Cụm bơm chân không; - Cụm máy nén khí, bình chứa khí, bình sấy khí và tủ điều khiển; - Các bể chứa hoá phẩm; - Phòng ắc quy; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm: - Tuốc bin lực và bơm ép chính; - Tủ CO2 cho bơm ép chính; - Kho vật tư Tuốc bin. 2.2.6. Module 4 * Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm: - Cụm phin lọc thô; - Cụm phin lọc tinh; - Tháp chân không (có chiều cao xuyên cả 3 tầng); - Cụm bơm tăng áp; - Cụm bơm định lượng hoá phẩm; - Phòng điều khiển Module; - Phòng thí nghiệm đo lường và tự động hoá; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm: - Cụm bơm chân không; - Cụm máy nén khí, bình chứa khí, bình sấy khí và tủ điều khiển; - Các bể chứa hoá phẩm; - Phòng ắc quy; - Phòng làm việc, họp; - Phòng tắm khẩn cấp. * Tầng nóc (roof deck) bao gồm: - Tuốc bin lực và bơm ép chính; - Tủ CO2 cho bơm ép chính. 2.2.7. Module 5 * Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm: - Phòng điều khiển công nghệ (Process Control Room); - Phòng điều khiển năng lượng (Power Control Room); - Phòng phân bố lưới điện áp thấp; - Phòng ắc quy. * Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm: - Phòng phân bố lưới điện trung , cao thế 6,3KV; - Phòng máy biến thế. * Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm: - Ba tuốc bin lực máy phát điện; - Các tủ CO2 cho các Tuốc bin máy phát; - Phòng điều khiển Tuốc bin máy phát; - Thùng chứa dầu Diesel cho Tuốc bin máy phát. ‘ ` 2.3. Miêu tả công nghệ ép nước Các thiết bị công nghệ ép nước được miêu tả trong qui trình công nghệ và được chỉ ra rõ vị trí lắp đặt trên giàn và Module ở phần trước. Sơ đồ công nghệ có thể xem phần sau. 2.3.1. Các bơm chìm Nước biển được hút từ biển nhờ vào các bơm chìm được đặt ở tầng gầm. Module 1 sử dụng 3 bơm, trong đó 2 bơm làm việc và một bơm dự phòng. Các Module 2,3,4 sử dụng hai bơm có công suất lớn hơn bơm ở Module 1. Các bơm chìm cung cấp một lưu lượng bình thường khi làm việc 640 → 662 m3/h, áp suất điều khiển 5,25 Bar. Một lượng nhỏ lưu lượng bơm chìm được sử dụng để rửa giếng. Một lượng thừa lưu lượng được xả ngược qua van điều khiển áp suất đến giếng gom nước xả xuống biển (Disposal Caisson). 2.3.2. Sự tạo Hypochlorite Nước biển trong giếng bơm chìm được định lượng Clorin ở dạng Hypochlorite nhằm ngăn ngừa vi khuẩn tạo vảy. Hypochlorite được cung cấp bởi máy điện phân Electrochlorinator. Có 2 cụm máy điện phân được đặt ở tầng giữa Module 1 và Module 2, chúng nhận nước từ đầu ra phin lọc thô và cho công suất như sau: 3,2 kg/h ở Module 1; 9,6 kg /h ở Module 2. 2.3.3. Cụm phin lọc thô Nước biển được nâng lên từ bơm chìm đưa vào phin lọc thô được đặt ở tầng trệt Module. Cụm phin lọc thô bao gồm 2 phin lọc thiết kế công suất 2x100%. Chúng được thiết kế để loại không dưới 98% số hạt rắn có kích thước lớn hơn 80 Micron. Các phần tử lọc là các ống dây nêm, và được rửa ngược bằng nước biển theo chu kỳ. Các hạt được loại ra từ sự rửa ngược được đẩy đến giếng gom xả. Nước biển ra khỏi phin lọc thô được phân bố vào các cụm sau: - Phần lớn lưu lượng đi thẳng qua phin lọc tinh (418 m3/h tối đa). - Một phần lưu lượng tương đối dùng để rửa ngược phin lọc tinh (175 m3/h tối đa). - Một tỷ lệ nhỏ cung cấp cho máy điện phân (6,5 m3/h cho Module-1; 12 m3/h cho Module-2). - Lưu lượng cung cấp cho bình chứa nước làm kín bơm chân không (12 m3/h). 2.3.4. Cụm phin lọc tinh Cụm phin lọc tinh bao gồm 3 phin lọc, hai phin làm việc và một phin rửa ngược. Nó được thiết kế để loại không dưới 98% hạt rắn lớn hơn hay bằng 2 Micron. Cụm phin lọc tinh được đặt ở tầng trệt của Module. Hoá phẩm được định lượng ở đầu vào các phin lọc tinh để nâng cao hiệu quả lọc (Sắt Sunfat (Feric sulphate), chất tạo mạng hấp dẫn điện(Polyelectrolyte)). Lưu lượng qua phin lọc tinh được điều khiển và đưa đến tháp chân không. Nước biển được phân bố đều trên bề mặt hạt lọc. Các van điều khiển lưu lượng đầu vào đảm bảo rằng tổng lưu lượng được chia đều qua các phin lọc đang làm việc. Mỗi phin lọc được rửa ngược luân phiên bằng nước biển từ đầu ra của cụm phin lọc thô để rửa các hạt rắn được giữ lại trong các lớp lọc. 2.3.5. Tháp chân không Nước biển rời khỏi cụm phin lọc tinh và vào tháp chân không. Chân tháp nằm ở tầng trệt của Module. Tháp chân không vận hành dưới áp suất chân không để loại Oxy từ nước biển đã được lọc. Trước khi nước biển vào tháp hoá phẩm Antifoam được định lượng để làm mất ổn định bọt khí vốn có trong cột nước chân không, làm các bọt khí vỡ ra. Cụm bơm chân không được đặt ở tầng giữa của Module. Nước biển vào tháp từ trên đỉnh, sau đó đi qua tầng làm kín cấp 1. Nước sau đó đổ xuống tầng làm kín cấp 2 nơi mà mức Oxy trong nước được giảm đáng kể. Nước biển sau đó tiếp tục rơi xuống phần đáy chứa nước của tháp, tại đây lượng hoá phẩm loại Oxy trong dòng nước được sử dụng để giảm đến mức có thể nồng Oxy tự do trong nước. 2.3.6. Cụm bơm tăng áp Nước biển từ đáy của tháp chân không đến bơm tăng áp để tăng áp suất nước đã lọc và tách Oxy đến 7,8 Bar. Các bơm tăng áp được lắp đặt ở tầng trệt Module. Ba loại hoá phẩm được sử dụng ép vào dòng lưu lượng ra khỏi bơm tăng áp: Chất chống ăn mòn (Corrosion Inhibitor); Chất chống đóng cặn (Scale Inhibitor); Đioxit (Biocide). 2.3.7. Bơm ép chính Cuối cùng nước biển được đưa vào bơm ép chính và được đẩy đi ở áp suất cao 250 Bar vào hệ thống ép vỉa. Bơm ép chính được đặt trên tầng nóc của Module. 2.4. Hệ thống dừng khẩn cấp ESD (Emmergency Shutdown) Hệ thống dừng khẩn cấp được thiết kế để dừng thiết bị cũng như dừng giàn trong sự điều khiển an toàn và hiệu quả, đồng thời cung cấp các cấp độ kiểm tra và tác động tương ứng yêu cầu bảo vệ: - Con người; - Môi trường; - Thiết bị. 2.4.1. Các Cấp độ dừng khẩn cấp a. Cấp–0 (ESD Level-0) Rời giàn (Abandon platform) Cấp dừng này được khẳng định bởi người cuối cùng rời khỏi giàn tại vị trí xuồng cứu sinh hoặc cầu nối sang OB-2. Nút nhấn “Abandon Platform Shutdown” đặt tại xuồng cứu sinh và đầu cầu nối sang OB-2. b. Cấp-1 (ESD Level-1) Dừng khẩn cấp giàn (Platform Shutdown) Dừng toàn bộ các hệ thống trên giàn, ngoại trừ các hệ thống phục vụ sự sống còn, như thông tin liên lạc, đèn sự cố được cung cấp bởi nguồn từ UPS. Cấp độ này xảy ra bởi một trong các nguyên nhân sau : - Vận hành bằng tay, bằng cách ấn nút ESD trên tủ Fire and Gas ở một trong các Module. - Hệ thống báo cháy Fire and Gas tự động phát hiện cháy hoặc dò khí và phát lệnh. - Do tác động ESD Trip ở các điểm nút nhấn rời giàn. c. Cấp-2 (ESD Level-2) Dừng Module (Module Shutdown) Dừng các hệ thống trong Module, bơm ép chính dừng Fast stop. Xảy ra do sự dò chất cháy, dò khí tại chỗ và công tắc truyền tín hiệu sự cố trên tủ ESD ở vị trí Overide off, nếu có tín hiệu truyền đi đến các Module khác sẽ chuyển thành ESD cấp 1. d. Cấp-3 (ESD Level-3) Dừng Công nghệ (Process Shutdown) Dừng hệ thống công nghệ của Module bao gồm cả thiết bị phụ trợ… e. Cấp-4 (ESD Level-4) Dừng thiết bị (Unit Shutdown) Dừng thiết bị hoặc công nghệ bởi chính các bảo vệ của thiết bị đó. 2.5. Các tác động xuất ra khỏi giàn Giàn ép vỉa có những hệ thống hiệu quả để xả nước, chất lỏng… - Bơm chất lỏng như dầu thải, lẫn nước, Condencate sang giàn 2 như một giải pháp an toàn và tiết kiệm. - Xả trực tiếp nước biển qua giếng gom xả. - Bơm các nước rửa lẫn hoá phẩm vào phi để vận chuyển về bờ xử lý. a. Dầu thải Nước xả từ các vị trí có nhớt sẽ xả trực tiếp vào bể gom chứa ở tầng gầm Cellar deck. Hơn 8 m3 dầu thải có thể xả vào trong bể, và thể tích này có thể được bơm sang giàn 2 trong vòng một giờ để tách lại dầu. b. Nước rửa hoá phẩm Việc rửa các vùng vận chuyển hoá phẩm hoặc phía dưới các bơm định lượng hoá phẩm sẽ sinh ra lượng nước có lẫn hoá phẩm. Nước rửa hoá phẩm này được thu gom vào bể chứa 5 m3 tối đa trước khi bơm vào các phi rỗng để chuyển bằng tàu về bờ xử lý. c. Condensate Condensate xả ra từ đáy bình tách khí của cụm xử lý khí sẽ được đẩy ngược về giàn 2 bởi đường ống xả trực tiếp nằm dọc theo các cầu nối sang giàn 2. d. Khí Các van xả khí khi sự cố sẽ xả khí về giàn 2 để đốt ở ngọn đuốc. e. Giếng xả Giếng xả có đường kính 900 mm, nằm cách các giếng bơm chìm 20m theo hướng Tây-Bắc. Để ngăn ngừa các hạt rắn xả ra từ giếng xả vào các giếng bơm (ở độ sâu 23m), đầu ra của giếng xả nằm ở độ sâu 11,5m cách mặt nước biển.