Đề tài Thiết bị chống phun trào dầu khí lắp đặt tại giếng THC – 08,Tiền Hải – Thái Bình

Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 LỜI NÓI ĐẦU ............................................................................................... 1 PHẦN 1 TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ VÀ THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO ................................................................................................. 3 CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ ......................................................................... 3 1.1 Tình hình khoan thăm dò – khai thác dầu khí ở Việt Nam ........................ 3 1.2 Phun trào dầu khí...................................................................................... 5 1.2.1 Hiện tượng phun trào dầu khí ................................................................ 5 1.2.2 Nguyên nhân ......................................................................................... 6 1.2.3 Các dấu hiệu dự báo ............................................................................ 10 1.2.4 Hậu quả của sự phun trào dầu khí ........................................................ 12 1.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa hiện tượng phun trào dầu khí ....................... 13 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO ............................................................... 15 2.1 Một số loại van chính ............................................................................. 15 2.1.1 Van an toàn sâu (van cản) (Checkguard valve hoặc drop in valve) ...... 15 2.1.2 Van trên cần chủ lực (Kelly valve) ...................................................... 16 2.1.3 Van nổi và van nắp (the float valve and flapper) .................................. 18 2.1.4 Van an toàn một chiều (non return safety valve hoặc là Gray valve) ... 19 2.1.5 Van cửa (Gate valve) ........................................................................... 19 2.1.6 Van an toàn tự động (fail safe valve) ................................................... 20 2.2 Thiết bị kiểm tra và kiểm soát dung dịch ................................................ 21 2.2.1 Bể đo thể tích (Pit Volume Measurement) ........................................... 21 2.2.2 Thiết bị đo dòng chảy .......................................................................... 22 2.2.3 Thùng chứa dự trữ (Trip tank) ............................................................. 22 2.2.4 Bình tách khí khỏi dung dịch (Mud Gas Separator) ............................. 24 2.2.5 Thiết bị khử khí (Degassers) ................................................................ 25 2.2.6 Cụm phân dòng (Choke manifold) ....................................................... 26 2.3 Cụm đối áp ............................................................................................ 29 2.4 Đường xả và dập giếng (Choke and kill line).......................................... 30 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.4.1 Đường xả (Choke line) ........................................................................ 31 2.4.2 Đường dập giếng (Kill line) ................................................................. 33 2.5 Hệ thống hướng dòng (Diverter system) ................................................. 33 PHẦN 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP ....................................................................................... 37 CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ THIẾT BỊ ĐỐI ÁP ............................................ 37 1.1 Chức năng chính của đối áp .................................................................... 37 1.2 Phân loại................................................................................................. 37 1.3 Lắp đặt thiết bị đối áp ............................................................................. 38 1.4 Đối áp vạn năng...................................................................................... 43 1.5 Đối áp ngàm ........................................................................................... 46 1.5.1 Đối áp ôm cần ( pipe ram) ................................................................... 47 1.5.2 Đối áp chặn giếng khoan (blind ram .................................................... 47 1.5.3 Đối áp cắt cần (shear ram) ................................................................... 47 1.5.4 Đối áp ôm cần vạn năng (multi – rams) ............................................... 47 1.6 Đối áp quay (rotaring BOPs) .................................................................. 48 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG KHOAN THC – 08 Ở TIỀN HẢI – THÁI BÌNH (CHẾ TẠO BỞI CÔNG TY THIẾT BỊ DẦU KHÍ SANDONG JINZHOU) ................................................................................................... 51 2.1 Thông số cơ bản của giếng khoan ........................................................... 51 2.2 Đối áp vạn năng...................................................................................... 53 2.2.1 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer hình cầu ...................................................................................... 55 2.2.2 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer dạng nêm .................................................................................... 59 2.2.3 Vận hành và chú ý ............................................................................... 63 2.2.4 Bảo dưỡng ........................................................................................... 64 2.2.5 Sự sai hỏng và khắc phục .................................................................... 74 2.2.6 Lắp đặt ................................................................................................ 75 2.3 Đối áp ngàm ........................................................................................... 75 2.3.1 Nguyên tắc vận hành đóng và mở ........................................................ 76 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.3.2 Nguyên tắc bịt kín ............................................................................... 76 2.3.3 Đặc điểm cấu tạo ................................................................................. 77 2.3.4 Đặc điểm và cấu tạo của những phần chính ......................................... 79 2.3.5 Hệ thống khóa ngàm bằng tay ............................................................ 85 2.3.6 Hệ thống cửa phụ bịt kín .................................................................... 86 2.3.7 Thiết bị khóa thủy lực tự động ............................................................. 86 2.3.8 Cấu tạo bịt kín trục ngàm và hệ thống bịt kín thứ hai trục ngàm .......... 89 2.3.9 Lắp đặt và vận hành ............................................................................. 92 2.3.10 Thay thế bộ ngàm và thiết bị đóng ngàm ........................................... 94 2.3.11 Sửa chữa và thay thế bộ xi lanh dầu ................................................... 94 CHƯƠNG 3 HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN CỤM THIẾT BỊ ĐỐI ÁP ................................. 98 3.1 Hệ thống điều khiển cụm đối áp trên bề mặt ........................................... 98 3.1.1 Bộ tích áp (Accumulator unit module) ............................................... 100 3.1.2 Hệ thống bơm không khí (Air pump assembly) ................................. 102 3.1.3 Hệ thống bơm điện (Electric pump assembly) ................................... 102 3.1.4 Bảng điều khiển ................................................................................. 103 3.2 Hệ thống điều khiển FKQ 640-6 cụm BOP bề mặt được sử dụng tại giếng THC-08 ở Thái Bình .................................................................................. 105 3.2.1 Giới thiệu chung ................................................................................ 105 3.2.2 Thông số kỹ thuật chính .................................................................... 109 3.2.3 Cấu trúc và đặc điểm ......................................................................... 109 3.2.4 Nguyên lý làm việc và vận hành ........................................................ 112 3.2.5 Lắp đặt và chạy thử ........................................................................... 116 3.2.6 Vận hành, bảo dưỡng và bôi trơn ....................................................... 120 3.2.7 Các sự cố và cách khắc phục ............................................................. 122 3.3 Một số bộ phận trong hệ thống điều khiển cụm đối áp .......................... 123 3.3.1 Bộ điều áp YTK - 02 ......................................................................... 123 3.3.2 Van xoay 4 ngả - 3 vị trí 34ZS21-25 ................................................. 125 3.3.3 Van xả tràn JYS21 – 25 ..................................................................... 127 3.3.4 Máy bơm trục khuỷu QB21-60/QB21-80 .......................................... 131 CHƯƠNG 4 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 TÍNH TOÁN XÁC ĐỊNH ĐƯỜNG KÍNH CỦA XI LANH ĐIỀU KHIỂN ĐỐI ÁP NGÀM LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG THC-08 ..................................... 135 TIỀN HẢI – THÁI BÌNH........................................................................... 135 4.1 Các công thức thường sử dụng để tính toán xi lanh thủy lực................. 135 4.1.1 Diện tích A, lực F, và áp suất p .......................................................... 135 4.1.2 Quan hệ giữa lưu lượng Q, vận tốc v, và diện tích A ........................ 136 4.1.3 Tính toán đường kính ........................................................................ 137 4.2 Tính toán đường kính xi lanh thủy lực của đối áp ngàm lắp đặt tại giếng THC - 08 .................................................................................................... 138 4.2.1 Tính đường kính xi lanh .................................................................... 138 4.2.2 Tính nắp xi lanh ................................................................................. 141 KẾT LUẬN ................................................................................................ 143 TÀI LIỆU THAM KHẢO Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN STT SỐ HÌNH VẼ TÊN HÌNH TRANG 1 Hình 1.1.1 Một số mỏ dầu khí ở Việt Nam 4 2 Hình 1.1.2 Thùng chứa dự trữ tuần hoàn liên tục 6 3 Hình 1.1.3 Áp suất xung động và hiệu ứng piston 7 4 Hình 1.1.4 Mất tuần hoàn dung dịch dẫn tới “Kích” 9 5 Hình 1.1.5 Áp suất bình thường và áp suất dị thường 9 6 Hình 1.1.6 Nổ giàn khoan Montara do phun trào 13 7 Hình 1.2.1 Van treo 16 8 Hình 1.2.2 Van trên cần chủ lực 17 9 Hình 1.2.3 Van nổi và van flapper 18 10 Hình 1.2.4 Van Gray 19 12 Hình 1.2.5 Van cửa vận hành bằng áp lực kiểu “HCR” 20 13 Hình 1.2.6 Van kiểu “F” và van an toàn tự động 21 14 Hình 1.2.7 Hệ thống dòng chảy bùn khoan 22 15 Hình 1.2.8 Thùng dự trữ cung cấp theo kiểu bơm 23 16 Hình 1.2.9 Bình tách khí khỏi dung dịch 25 17 Hình 1.2.10 Thiết bị khử khí 26 18 Hình 1.2.11 Cụm phân phối dòng đối với áp sất làm việc 5000 psi – l ắp đặt bề mặt 27 19 Hình 1.2.12 Cụm phân phối dòng đối với áp suất làm việc 10000 psi và 15000 psi – lắp đặt bề mặt 28 20 Hình 1.2.13 Sơ đồ cụm phân dòng 29 21 Hình 1.2.14 Hệ thống kiểm soát giếng (cụm BOP và cụm phân dòng) 30 22 Hình 1.2.15 Đường xả và dập giếng 31 23 Hình 1.2.16 Đường xả 32 24 Hình 1.2.17 Đường xả với đường tuần hoàn ngược 32 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 25 Hình 1.2.18 Đường dập giếng 33 26 Hình 1.2.19 Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên bề mặt 34 27 Hình 1.2.20 Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên giàn nổi 35 28 Hình 2.1.1 Lắp 2 đối áp với 2 đường phân dòng 39 29 Hình 2.1.2 Lắp 3 đối áp với 2 đường phân dòng 39 30 Hình 2.1.3 Lắp 3 đối áp với 3 đường phân dòng 40 31 Hình 2.1.4 Lắp 3 đối áp với 4 đường phân dòng 40 32 Hình 2.1.5 Hoạt động của cụm đối áp 41 33 Hình 2.1.6 Kiểm soát giếng trong trường hợp phun trào 42 34 Hình 2.1.7 Đối áp vạn năng 43 35 Hình 2.1.8 Sơ đồ đối áp vạn năng 45 36 Hình 2.1.9 Đối áp ngàm 46 37 Hình 2.1.10 Sơ đồ đối áp ngàm 48 38 Hình 2.1.11 Đối áp xoay 49 39 Hình 2.1.12 Sơ đồ đối áp xoay 50 40 Hình 2.2.1 Sơ đồ hệ thống đối áp 13 5/8” x 10000 psi cho công đoạn khoan 8 ½” tại giếng THC- 08 52 41 Hình 2.2.2 Đối áp vạn năng FH35-35/70 55 42 Hình 2.2.3 Đố áp vạn năng FH35-70/105 56 43 Hình 2.2.4 Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với paker hình cầu 57 44 Hình 2.2.5 Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với paker hình nêm 58 45 Hình 2.2.6 Bản vẽ phác họa packer hình cầu 59 46 Hình 2.2.7 Đối áp vạn năng FH54-14 60 47 Hình 2.2.8 Bản vẽ phác họa của paker hình nêm 62 48 Hình 2.2.9 Thay thế packer khi dụng cụ khoan ở trong giếng 65 49 Hình 2.2.10 Sự thể hiện phần khuất của BOP vạn năng (với packer hình cầu) 67 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 50 Hình 2.2.11 Đối áp vạn năng loại FH35-70/105 69 51 Hình 2.2.12 Đối áp vạn năng loại FHZ54-14 72 52 Hình 2.2.13 Các bộ phận của đối áp ngàm 76 53 Hình 2.2.14 Ngàm kiểu S 80 54 Hình 2.2.15 Ngàm kiểu HF 81 55 Hình 2.2.16 Ngàm kiểu H 82 56 Hình 2.2.17 Ngàm kiểu F 83 57 Hình 2.2.18 Ngằm cắt 84 58 Hình 2.2.19 Hệ thống bịt kín nổi 86 59 Hình 2.2.20 Thiết bị khóa trục thủy lực tự động 87 60 Hình 2.2.21 Hệ thống khóa tự động hướng kính thủy lực 88 61 Hình 2.2.22 Bịt kín thứ hai 90 62 Hình 2.2.23 Bộ bịt kín trục khóa 91 62 Hình 2.2.24 Cấu tạo của khóa bịt kín xi lanh 95 64 Hình 2.3.1 Hệ thống kiểm soát đối áp bề mặt 98 65 Hình 2.3.2 Sơ đồ nguyên lý của hệ thống điều khiển 99 66 Hình 2.3.3 Hệ thống điều khiển cụm đối áp bề mặt 100 67 Hình 2.3.4 Bộ tích áp 101 68 Hình 2.3.5 Hệ thống bơm không khí 102 69 Hình 2.3.6 Máy bơm điện 103 70 Hình 2.3.7 Sơ đồ nguyên lý hệ thống kiểm soát BOP 104 71 Hình 2.3.8 Bảng điều khiển BOP từ xa 104 72 Hình 2.3.9 Hệ thống điều khiển FKQ 640 - 6 105 73 Hình 2.3.10 Sơ đồ hệ thống điều khiển FKQ 640-6 106 74 Hình 2.3.11 Hệ thống điều khiển cụm BOP bề mặt 110 75 Hình 2.3.12 Nguyên lý đấu điện của hệ thống điều khiển đối áp nắp trên mặt 112 76 Hình 2.3.13 Van xoay 4 ngả 3 vị trí 126 77 Hình 2.3.14 Van xả tràn JYS21 – 25 129 78 Hình 2.3.15 Bơm piston trục khuỷu 132 79 Hình 2.4.1 Sơ đồ xi lanh thủy lực 135 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 80 Hình 2.4.2 Sơ đồ xi lanh thủy lực 136 81 Hình 2.4.3 Sơ đồ xi lanh thủy lực 137 DANH MỤC BẢNG BIỂU STT SỐ HIỆU BẢNG BIỂU TÊN BẢNG TRANG 1 Bảng 2.2.1 Dữ liệu kỹ thuật và đặc điểm của đối áp vạn năng 53 2 Bảng 2.2 2 Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến (Packer hình cầu) 68 3 Bảng 2.2.3 Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến loại FH35 70 4 Bảng 2.2.4 Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến loại FHZ54-14 73 5 Bảng 2.2.5 Danh sách các bộ phận của đối áp ngàm cắt 85 6 Bảng 2.2.6 Danh sách bộ phận ngàm nổi 86 7 Bảng 2.2.7 Thiết bị bịt kín trục ngàm 91 8 Bảng 2.3.1 Các thiết bị chính trong hệ thống điều khiển FKQ 640-6 107 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN 1 psi = 0,07 kG/cm2 1 Pa = 1,02.10-5 kG/cm2 1 inch = 2,54 cm Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 1 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 LỜI NÓI ĐẦU Nước ta đi lên từ một nền kinh tế lạc hậu lại bị chiến tranh tàn phá nặng nề, nhu cầu xây dựng lại và phát triển đất nước với tốc độ cao một cách toàn diện phải có một ngành năng lượng tương xứng, trong đó dầu khí chiếm một vai trò quan trọng. Để ngành dầu khí phát triển ổn định và lâu dài, góp phần vào sự nghiệp bảo vệ an ninh năng lượng quốc gia và phát triển kinh tế thì việc khoan thăm dò - tìm kiếm và khai thác dầu khí phải luôn được chú trọng và phát triển. Trong đó công tác khoan là một trong những công đoạn quan trọng cho phép biết được có hay không có dầu khí và cho phép đưa được dòng sản phẩm lên trên bề mặt. Việc đảm bảo an toàn cho công tác khoan dầu khí luôn được quan tâm và chú trọng, nhất là công tác phòng chống phun trào dầu khí. Ngoài việc trang bị cho các chuyên gia, kỹ sư, công nhân công tác trên công trường khoan các kiến thức an toàn bảo hộ lao động thì các trang thiết bị máy móc đảm bảo cho công tác khoan dầu khí diễn ra được an toàn thuận lợi đóng vai trò rất quan trọng. Một trong những thiết bị được dùng rộng rãi và phổ biến hiện nay nhằm ngăn chặn phun trào dầu khí là hệ thống thiết bị chống phun trào mà chủ yếu là thiết bị đối áp và các thiết bị phụ trợ. Việc nắm bắt được đặc điểm cấu tạo nhằm vận hành đúng và an toàn các thiết bị đó góp phần vào sự thành công chung của công tác khoan dầu khí. Trong quá trình thực tập tại Viện dầu khí Việt Nam (VPI) và Công ty TNHH một thành viên Sông Hồng (PVEP Sông Hồng), được sự giúp đỡ về tài liệu của các anh bên VPI và PVEP Sông Hồng em đã tìm hiểu về thiết bị chống phun trào. Và được sự đồng ý của bộ môn Thiết bị dầu khí và công trình cùng với sự hướng dẫn tận tình trực tiếp của thầy Trần Văn Bản và sự giúp đỡ của các thầy cô trong bộ môn em đã xây dựng nên đồ án tốt nghiệp về thiết bị chống phun trào dầu khí đề tài “Thiết bị chống phun trào dầu khí lắp đặt tại giếng THC – 08,Tiền Hải – Thái Bình ” với chuyên đề “ Tính toán đường kính xi lanh của đối áp ngàm lắp đặt tại giếng THC – 08”. Đồ án gồm 2 phần chính: Phần I. Tổng quan về tình hình khoan thăm dò - khai thác dầu khí ở Việt Nam. Sự phun trào dầu khí và thiết bị chống phun trào Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 2 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Phần II. Thiết bị đối áp Đồ án được hoàn thành dựa trên sự tìm hiểu tài liệu và quá trình học tập ở trường. Do khả năng, trình độ hiểu biết còn hạn chế và hạn chế về tài liệu và thực tế nên đồ án còn nhiều sai sót. Vì vậy, em rất mong được sự đóng góp ý kiến của thầy cô và các bạn. Em xin chân thành cảm ơn thầy Trần Văn Bản đã hướng dẫn và chỉ bảo tận tình, cùng các thầy cô trong bộ Thiết bị dầu khí và công trình trường Đại học Mỏ - Địa chất đã giúp đỡ để em có thể hoàn thành đồ án này. Em cũng xin gửi lời cảm ơn chân thành tới các anh bên VPI và VPEP Sông Hồng đã giúp đỡ em về mặt tài liệu. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, tháng 05 năm 2011 Sinh viên: Nguyễn Điển Chi Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 3 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 PHẦN 1 TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ VÀ THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO CHƯƠNG 1 TÌNH HÌNH KHOAN THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM. SỰ PHUN TRÀO DẦU KHÍ 1.1 Tình hình khoan thăm dò – khai thác dầu khí ở Việt Nam Khoan là phương pháp duy nhất cho ta lời giải đáp cuối cùng có hay không có dầu, khí, than và các loại khoáng sản khác trong lòng đất. Trong ngành công nghiệp dầu khí công tác khoan giếng là một trong những khâu rất quan trọng không thể thiếu, thông qua giếng khoan để tiến hành việc tìm kiếm thăm dò, khai thác sản phẩm và làm nhiều công tác nghiên cứu tiếp theo. Ở Việt Nam, công tác khoan thăm dò và khai thác dầu khí đang phát triển rất nhanh chóng và trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn trong nền kinh tế quốc dân. Từ những ngày đầu thành lập đến nay, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã được Tổng cục Dầu khí (nay là Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam) triển khai mạnh mẽ ở cả miền Bắc, miền nam và ở một số lô thềm lục địa Việt Nam. Đã có nhiều phát hiện dầu khí ở trên đất liền và ở thềm lục địa. Trong những năm qua, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tiến hành khảo sát trên 107 nghìn km tuyến địa chấn 2D, 65 nghìn km2 địa chấn 3D, khoan hơn 980 giếng tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng và khai thác với số mét khoan trên 3,3 triệu m. Từ công tác thăm dò đã xác định được các bể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí như: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lay – Thổ Chu, Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Hoàng Sa và Trường Sa với diện tích gần 1 triệu km2. Trong năm 2010 vừa qua, công tác tìm kiếm thăm dò đã đạt được những kết quả đáng kể, bao gồm: Đã tiến hành thu nổ 26.974 km tuyến địa chấn 2D và 5.846 km2 địa chấn 3D. Đã khoan 28 giếng khoan thăm dò – thẩm lượng với tổng số mét khoan gần 91.000m và tổng số tiền đầu tư ước tính 645 triệu USD. Có thêm 6 phát hiện dầu khí mới ở các lô 15-1/05, 16-2, 113, 09-2/09, 05-1 b&c gia tăng Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 4 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 trữ lượng là 43 triệu tấn quy dầu, và nhiều giếng khoan thẩm lượng đạt kết quả tốt như giếng Hải Sư Đen – 5XP (Lô 15-2/01); Hàm Rồng – 2X (Lô 106); Đông Đô – 3X (Lô 01&02); Sư Tử Nâu – 3X – ST (Lô 15-1); Gấu Chúa – 2X (Lô 106)… Hình 1.1.1. Một số mỏ dầu khí ở Việt Nam Hiện nay, kỹ thuật và công nghệ khoan dầu khí phát triển rất nhanh chóng. Phương pháp khoan thăm dò và khai thác dầu khí chủ yếu bây giờ là phương pháp khoan xoay, gồm có: phương pháp khoan Roto (hoặc đầu quay di động) có động cơ đặt trên mặt đất và truyền chuyển động quay cho choong khoan thông qua cột cần khoan; và phương pháp khoan bằng động cơ chìm (chủ yếu là động cơ tuabin hoặc động cơ trục vít) có động cơ đặt ngầm trong lỗ khoan bên trên choong khoan. Cùng với sự phát triển của công nghệ, các loại thiết bị và vật liệu chất lượng cao phục vụ cho công tác khoan thăm dò và Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 5 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 khai thác dầu khí đã được chế tạo làm cho tốc độ thương mại và tốc độ khoan cao giúp đẩy nhanh tiến độ và hiệu quả trong công tác khoan. Bên cạnh việc phát triển khoa học công nghệ thì trong công tác khoan việc chú ý đảm bảo môi trường làm việc an toàn cho các cán bộ công nhân viên công tác trên các giàn khoan dầu khí cũng là một phần quan trọng không thể thiếu. Các sự cố như cháy, nổ, mất kiểm soát giếng dầu, phun trào, tràn dầu…có thể xảy ra nếu công tác phòng chống không được quan tâm đúng mức, trong đó công tác phòng chống phun trào dầu khí bất ngờ là một trong những công tác được quan tâm hàng đầu, thực tế ngành dầu khí Việt Nam đã phải đối mặt với sự cố dầu,khí phun như: sự cố khí phun – ACTINA tại Việt Nam năm 1993. Để đảm bảo an toàn cho công tác khoan, trên giàn khoan thường được trang bị bộ thiết bị chống phun trào mà bộ phận chính của bộ thiết bị chính là thiết bị đối áp. Sự hoạt động tin cậy của hệ thống chống phun trào và việc vận hành chúng an toàn đảm bảo sự thành công của công tác khoan. 1.2 Phun trào dầu khí 1.2.1 Hiện tượng phun trào dầu khí Sự xâm nhập của chất lưu chứa trong thành hệ vào giếng khoan gây ra hiện tượng “Kích”. “Kích” xảy ra trong quá trình hoàn thiện giếng, sửa giếng, hoặc quá trình khoan đe dọa tới việc mất kiểm soát giếng.Nếu không được giám sát thì “Kích” có thể phát triển thành sự phun trào. Trong các vỉa khoan qua có thể có khí, nước hoặc dầu. Qua các kẽ nứt, lỗ hổng, khí xâm nhập vào lỗ khoan. Nếu áp lực vẫn lớn hơn áp lực dung dịch thì khí đẩy dung dịch ra khỏi lỗ khoan, gây ra phun khí và nhiều khí sẽ phun dầu. Hiện tượng phun xảy ra không phải chỉ do khí có áp lực xâm nhập vào lỗ khoan. Khí có thể xâm nhập dần dần vào dung dịch, dưới dạng những bọt khí cùng dung dịch đi lên, áp lực lên bọt khí giảm dần, kích thước của chúng tăng dần lên. Cuối cùng, các bọt khí trở nên rất lớn chiếm phần lớn thể tích và làm cho tỷ trọng dung dịch giảm hẳn xuống. Trọng lượng của cột nước không đủ để chống lại áp lực của vỉa và hiện tượng phun sẽ xảy ra. Nước và dầu ngấm dần vào dung dịch cũng làm giảm tỷ trọng của nó và gây phun. Hiện tượng phun cũng có thể xảy ra khi mực nước rửa trong lỗ Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 6 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 khoan bị hạ thấp (do ngừng tuần hoàn hoặc do kéo cần khoan lên mà không bù dung dịch vào lỗ khoan). 1.2.2 Nguyên nhân Một số nguyên nhân chính tại sao “Kích” xuất hiện: 1.2.2.1 Không điền đầy dung dịch vào lỗ khoan Phần lớn “ Kích” xuất hiện khi mũi khoan ngừng khoan,trong khi kéo cần. Khi bơm đóng trong khoảng thời gian kéo cần, có một sự giảm áp suất trong thân lỗ khoan cân bằng với áp suất khoảng không vành xuyến bị mất. Nếu mật độ tuần hoàn và áp suất giếng tương đương gần bằng nhau, dòng chảy có thể xuất hiện khi sự tuần hoàn ngừng. Khi ống được tháo ra, mức độ dung dịch trong thân giếng giảm, nguyên nhân của sự giảm áp suất thủy tĩnh. Lỗ khoan phải được giữ đầy với dòng dung dịch đi lên từ thùng chứa dự trữ mà có thể giám sát để đảm bảo rằng lỗ khoan được lấp đầy với một lượng dung dịch chính xác, nếu lỗ khoan không nhận được thể tích dung dịch đúng, nó có thể được phát hiện Hình 1.1.2. Thùng chứa dự trữ tuần hoàn liên tục Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 7 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 1.2.2.2 Hiệu ứng piston của dòng chất lưu vỉa trong thân giếng và sự xung động Hiệu ứng piston là khi áp suất đáy lỗ giảm thấp hơn áp suất vỉa do ảnh hưởng của việc kéo cột cần mà cho phép dòng chất lưu vỉa xâm nhập vào thân giếng. Cả cường độ keo và độ nhớt của dung dịch có ảnh hưởng lớn đối với hiệu ứng piston. Hiệu ứng piston sẽ gia tăng mạnh hơn nếu khối dung dịch dày, choong khoan bị đóng cặn, vòi phun bị khóa, hoặc van áp suất ngược ở trong cột cần. Xung động là khi áp suất đáy lỗ gia tăng do ảnh hưởng của việc kéo cột cần quá nhanh trong lỗ. Dung dịch chảy xuống lỗ bị mất có thể xuất hiện nếu việc bảo dưỡng không diễn ra và áp suất đứt gãy gia tăng. Cần phải kiểm tra chính xác thể tích bị thay thế trong thùng chứa dự trữ một cách thường xuyên. Hình 1.1.3. Áp suất xung động và hiệu ứng piston 1.2.2.3 Dung dịch thiếu tỷ trọng Ít khi “Kích “ có nguyên nhân từ tỷ trọng dung dịch quá thấp so với 2 nguyên nhân trên. Nếu “Kích” xuất hiện trong khi khoan do tỷ trọng dung Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 8 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 dịch không đủ, có thể có một thiếu sót xuất hiện hoặc do kỹ thuật thấp (sự pha loãng dung dịch khoan một cách không cố ý như thêm nước hoặc thêm chất lưu vỉa có tỷ trọng thấp). Trong bất kỳ trường hợp nào, hướng và biểu đồ áp suất đều được đánh giá lại. Sự xâm nhập vào vỉa có áp suất địa áp (vỉa chứa có áp suất chất lưu vượt quá áp suất thủy tĩnh bình thường) mà không có dấu hiệu báo trước có thể xuất hiện, hoặc sự đứt vỡ có xê dịch của đá dọc theo bề mặt đứt vỡ (mặt đứt gãy) hoặc sự phân vỉa không chỉnh hợp có thể xuất hiện. Trong một số trường hợp thì sự giảm không đáng kể tỷ trọng dung dịch không đủ để gây ra hiện tượng “Kích” do các giếng khoan với áp suất trên áp suất cân bằng. 1.2.2.4 Tính dự báo kém Cả dung dịch khoan và chương trình chống ống có ảnh hưởng lớn trong kiểm soát giếng. Những chương trình này phải linh động đủ để cho phép cột ống chống sâu hơn được lắp đặt; mặt khác một vị trí có thể xuất hiện nơi mà không thể kiểm soát “Kích” hoặc mất tuần hoàn. Kiểm soát giếng là một phần quan trọng của kế hoạch giếng, nhưng cũng không nên quá tập trung vào mà làm hiệu quả toàn bộ việc khoan bị giảm sút. 1.2.2.5 Mất tuần hoàn dung dịch Việc tăng tỷ trọng dung dịch tới một giá trị vượt quá ngưỡng áp suất nứt vỡ thấp nhất, đối với hiện tượng “Kích”, điều này gần như là bình thường trong vòng 40 – 50 giây. “Kích” có thể vẫn xuất hiện trong quá trình khoan, nó có thể do nứt vỡ vỉa có áp suất lỗ rỗng thấp hơn vùng áp suất bình thường. Hơn nữa việc lắp đặt ống chống sau khi khoan qua tầng có địa áp, tỷ trọng dung dịch được giữ cao để cân bằng với những vỉa này. Nếu áp suất lỗ rỗng giảm đáng kể, những vỉa có áp suất thấp hơn dễ bị ảnh hưởng đối với nứt vỡ. Nếu nứt vỡ xuất hiện, mức độ dòng chất lưu trong khoảng không vành xuyến có thể giảm do mất tuần hoàn dung dịch và kết quả của sự mất áp suất thủy tĩnh có thể cho phép dòng chất lưu vỉa chảy vào gây ra “Kích”. Sự tồn tại của một vùng áp suất lỗ rỗng bình thường và một vùng mất tầng tuần hoàn dung dịch trong cùng một lỗ khoan là những thầnh phần gây ra “Kích”. Kết hợp bảo dưỡng tối đa với quan sát thường xuyên là rất cần thiết để thành công trong khoan những loại giếng kiểu này. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 9 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.1.4. Mất tuần hoàn dung dịch dẫn tới “Kích” 1.2.2.6 Vỉa có áp suất dị thường Việc khoan qua vùng có áp suất dị thường cũng là 1 nguyên nhân gây ra “Kích”. Trong một số vùng có lượng cát tương ứng mà tiếp tục khoan mở vào biển hoặc tới bề mặt. Trong những vùng này, nước được ép từ những vỉa đá phiến sét, di chuyển qua thấm vào cát và được phun tới biển hoặc tới tràn qua bề mặt. Hình 1.1.5. Áp suất bình thường và áp suất dị thường Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 10 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Một vài nguyên nhân gây ra mất tuần hoàn dung dịch là: trọng lượng dung dịch tăng lên đến giá trị lớn hơn làm áp suất của vỉa yếu; sự bó kẹt dụng cụ hoặc sạt lở; khi kéo thả bộ dụng cụ quá nhanh tạo ra lực ép đẩy dung dịch từ giếng vào vỉa. Ngoài các nguyên nhân chính kể trên thì còn có một số nguyên nhân khác gây ra “Kích” như: - Quá trình thử vỉa:trong quá trình thử, ở phía dưới của paker hoặc phần thấp nhất của cần khoan được lấp đầy bởi chất lưu vỉa. - Kẹt cần do chênh áp - Khoan vào giếng gần kề: chất lưu từ giếng gần kề có thể thâm nhập vào giếng đang khoan gây ra “Kích”. 1.2.3 Các dấu hiệu dự báo Có nhiều dấu hiệu dự báo trước nguy cơ sắp xảy ra hoặc bắt đầu có sự xâm nhập chất lỏng vỉa. 1.2.3.1 Tốc độ khoan tăng Việc tăng đáng kể thông số này có thể do: Thay đổi độ khoan của đất đá do khoan vào thành hệ đất đá xốp hoặc nứt nẻ. Giảm độ chênh áp giữa áp suất thủy tĩnh trong giếng khoan với áp suất lỗ hổng trong thành hệ. 1.2.3.2 Hiện tượng dị thường khi làm đầy dung dịch trong giếng khoan Khi kéo bộ khoan cụ lên, cần phải tiếp thêm dung dịch vào giếng thay thể tích toàn bộ khoan cụ rút ra khỏi giếng và do đó giữ được mực dung dịch khoan tối đa. Thao tác nhờ bể chứa chuyên dùng hoặc bể chứa vận hành để dễ giám sát thể tích dung dịch thêm vào. Cần phải so sánh thể tích này với thể tích bộ khoan cụ vừa đưa ra khỏi giếng khoan. Nếu thể tích dung dịch nhỏ hơn thì tức là đã có chất lỏng xâm nhập vào giếng khoan. Sự xâm nhập này không xảy ra khi mới bắt đầu nâng hạ mà là hậu quả bơm phụt do vận tốc nâng cột cần khoan gây ra. Hiệu ứng piston này càng lớn khi: - Vận tốc nâng thả càng lớn - Độ nhớt và keo của dung dịch càng cao - Choong khoan bị bít Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 11 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Cần nặng có kích thước càng lớn Sự xâm nhập có thể ngừng nếu tác động của hiệu ứng piston giảm nhưng sự xâm nhập lại làm mất thăng bằng giếng khoan do khí giãn nở, đẩy một phần dung dịch khoan ra khỏi giếng. Tương tự như vậy, khi chiều cao cột chất lỏng xâm nhập, ví dụ nước vỉa, tăng dần trong giếng có thể đủ để khơi mào sự phun. 1.2.3.3 Mất tuần hoàn dung dịch Sự mất tuần hoàn dung dịch này có thể do độ thải nước lớn trong thành hệ quá xốp và thấm hoặc nứt nẻ tự nhiên hay do áp suất chênh trong giếng khoan gây ra. Sự mất tuần hoàn dung dịch này làm giảm mực thủy tĩnh, có thể gây ra sự xâm nhập. Trong thành hệ chứa khí có chiều dày lớn, tỷ trọng dung dịch cần thiết để khống chế áp suất lỗ hổng trong phần trên của thành hệ chứa có thể là quá lớn đối với các lớp dưới, nơi mà gradient áp suất lỗ hổng bé hơn gradient thủy tĩnh. Vì vậy, tầng chứa có thể bị nứt nẻ và dung dịch có thể bị mất khi khoan. 1.2.3.4 Dung dịch nhiễm khí Dung dịch nhiễm khí cũng được coi như một dấu hiệu của sự xâm nhập, nhưng cần phải xác định những điều kiện xuất hiện hiện tượng này. Các nguyên nhân có thể là: - Khoan trong thành hệ đất đá thấm chứa khí, dung dịch khoan có tỷ trọng đủ. Đây không phải là sự xâm nhập mà là khí kết hợp với mùn khoan của dung dịch. Hàm lượng khí trong dung dịch có liên quan trực tiếp với đường kính giếng khoan, tốc độ khoan, lưu lượng bơm, độ rỗng của đất đá và áp suất lỗ hổng. Vấn đề sẽ trở nên nghiêm trọng nếu tốc độ khoan quá lớn và hàm lượng khí trong giếng quá nhiều, điều này làm giảm đáng kể áp suất thủy tĩnh và có thể gây ra xâm nhập. - Khoan trong tầng sét chứa khí có áp suất cao nhưng không có độ thấm. Khi ngừng bơm, giếng khoan sẽ không bị hiện tượng xâm nhập. Có thể gặp những thành hệ khác tương tự như là thành hệ thấm, chúng gây ra sự xâm nhập khí. Các dấu hiệu này cần được chú ý để xác định tỷ trọng tối thiểu của dung dịch khoan và chiều sâu tương lai của chân đế ống chống. - Sự xâm nhập khí khi ngừng tuần hoàn dung dịch. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 12 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Nút dung dịch nhiễm khí thường xuất hiện ở cuối đợt tuần hoàn một thể tích dung dịch của giếng. Khí này sinh ra do hiện tượng piston khi tiếp cần hoặc do sự khuyếch tán khí qua lớp vỏ sét. Sự khuyếch tán khí không phụ thuộc vào độ chênh áp và càng lớn khi càng có nhiều dầu trong dung dịch khoan, do đó nó đạt được giá trị cực đại đối với dung dịch khoan gốc dầu. Nút dung dịch nhiễm khí cần được xem như là hiện tượng bình thường nhưng không được bỏ qua, vì đó là dấu hiệu báo trước sự xâm nhập nghiêm trọng hơn hoặc cho những thông tin về áp suất ở đáy. - Không khí trong bộ khoan cụ do tiếp thêm cần, H2S hoặc CO2 do sự phân hủy các sản phẩm điều chế dung dịch khoan. 1.2.3.5 Tăng lưu lượng thu hồi ở hệ thống tuần hoàn. Tăng mực dung dịch trong các bể chứa Các dấu hiệu tăng này trong giếng khoan chứng tỏ chắc chắn đã có sự xâm nhập. Việc tăng mực dung dịch trong các bể chứa là thông tin có thể đo được trên hiện trường nhưng lại bị ảnh hưởng bởi: tính ì của dòng chảy do hệ thống máng dẫn dài, các bể chứa lớn, vận hành thường xuyên trong các bể chứa, các bể chứa dung dịch trên các giàn khoan nổi không ổn định. Nên quan sát sự gia tăng lưu lượng dung dịch thu hồi tại hệ thống các máng dẫn, phải có hai lưu lượng kế gắn ở đầu vào và ra khỏi giếng khoan và một dụng cụ so sánh. 1.2.4 Hậu quả của sự phun trào dầu khí Sự phun trào dầu khí có thể xuất hiện trong suốt quá trình khoan, quá trình thử giếng, quá trình hoàn thiện giếng, quá trình khai thác hoặc quá trình bảo dưỡng giếng. Sự phun trào dầu khí có thể xảy ra ở bề mặt, dưới đáy biển, hay dưới lòng đất, chúng để lại hậu quả rất nghiêm trọng. Sự phun trào có thể gây hỏng hóc các trang thiết bị trên giàn khoan, gây cháy giàn, gây ô nhiễm môi trường, có thể gây thiệt hại về người. Ở Việt Nam,vào năm 1982, sự cố tại giàn khoan F200 khi đang khoan tại giếng 76 Tiền Hải – Thái Bình bất ngờ gặp tầng khí nông phun trào làm toàn bộ máy khoan này sụp đổ và bị chôn vùi. Rất may không có thiệt hại về người. Trên thế giới cũng có nhiều vụ phun trào dầu khí xảy ra gây hậu quả nghiêm trọng như vụ nổ giàn khoan Ixtoc ở vũng Campenche, Vịnh Mexico Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 13 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 vào ngày 3/6/1979 nguyên nhân là do phun trào đầu giếng, vụ nổ giàn Deepwater Horizon vào ngày 20/4/2010 làm 11 người chết và gây hậu quả nghiêm trọng về môi trường. Và lần gần đây nhất là vụ nổ giàn Vermilion Block 380 A Platform vào ngày 2/9/2010 làm 1 người bị thương, 13 người sống sót. Hình 1.1.6. Nổ giàn khoan Montara do phun trào 1.2.5 Các biện pháp ngăn ngừa hiện tượng phun trào dầu khí Để ngăn ngừa các hiện tượng phun, áp suất trong lỗ khoan phải lớn hơn so với áp suất vỉa. Trị số áp lực dư phải phụ thuộc vào độ sâu lỗ khoan, độ rỗng và độ thấm của đất đá ở vỉa. Người ta tạo áp lực dư bằng dung dịch nặng. Khi làm nặng dung dịch sét phải chú ý giữ độ nhớt của nó nhỏ nhất. Trong suốt thời gian khoan, tỷ trọng dung dịch phải được kiểm tra thường xuyên. Trong trường hợp khí xâm nhập vào dung dịch cần phải tiến hành sử dụng các biện pháp khử khí trên bề mặt. Trong trường hợp khoan các tầng khí có áp lực đủ lớn, để hạn chế lượng khí xâm nhập vào dung dịch, trong thời gian ngắn, cần khoan với tốc độ cơ học bé và lưu lượng tuần hoàn lớn. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 14 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Không mở vỉa có khả năng xuất hiện dầu khí mà trước đó không chống ống theo thiết kế. Khi kéo cần khoan lên phải đổ thêm dung dịch vào lỗ khoan một cách liên tục, không đổ gián đoạn. Cột ống định hướng phải được trám xi măng đến tận miệng, bảo đảm bịt kín lỗ khoan khi chống phun dầu khí. Khi tỷ trọng dung dịch giảm đi hơn 0,02 phải tìm cách phục hồi. Phải dự trữ một lượng dung dịch bằng 1,5 ÷ 3 lần thể tích lỗ khoan với các thông số quy định trong bảng thiết kế, phải dự trữ chất làm nặng. Chỉ được kéo cần khoan lên sau khi đã bơm rửa sạch lỗ khoan bằng dung dịch có thông số như đã quy định theo thiết kế, và quay cột cần khoan. Khi có cần, nếu mực dung dịch sét ở ngoài cần khoan không hạ xuống thì có nghĩa là đã xuất hiện hiện tượng piston. Trong trường hợp đó phải hạ cột cần xuống dưới đoạn xuất hiện, bơm rửa rồi mới tiếp tục kéo cột cần lên. Trước khi mở vỉa áp lực lớn, phải đặt van ngược ở dưới cần vuông. Để ngăn chặn hiện tượng phun đột ngột, người ta thường lắp đặt hệ thống thiết bị chống phun. Hệ thống thiết bị chống phun gồm nhiều loại thiết bị khác nhau, ta có thể phân ra thành 2 loại chính là thiết bị được lắp đặt vào dụng cụ khoan và thiết bị lắp đặt ở miệng giếng. Các thiết bị được lắp đặt vào dụng cụ khoan như: - Van an toàn sâu - Van trên cần chủ lực - Van nổi, van nắp - Van an toàn một chiều - Van an toàn tự động và một số các thiết bị khác Thiết bị lắp đặt ở miệng giếng là cụm đối áp. Cụm đối áp cùng với thiết bị lắp đặt trên dụng cụ khoan, thiết bị hỗ trợ khác có tác dụng bịt kín giếng và đóng giếng trong trường hợp phun trào dầu khí xảy ra. Chúng ta sẽ tìm hiểu rõ hơn các thiết bị này ở những phần sau. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 15 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 CHƯƠNG 2. THIẾT BỊ CHỐNG PHUN TRÀO Bộ thiết bị chống phun trào dùng để bịt kín nhanh chóng và chắc chắn miệng giếng khi trong đó có hoặc không có cột ống; để điều tiết tuần hoàn dung dịch lên vỉa và bơm áp vào vỉa, để dẫn dòng vỉa đến một chỗ an toàn; để thực hiện quá trình khoan với thổi khí; để thực hiện tuần hoàn ngược…Trong cơ cấu của thiết bị chống phun trào có các van đối áp kiểu chấu (bít toàn bộ hoặc có lỗ để đóng giếng khi có cột ống), kiểu vành khăn hay tổng hợp (để bít lỗ trong giếng có một phần bất kỳ nào đó của cột cần: zamoc, cần khoan, cần chủ lực); kiểu tự quay (để làm kín miệng giếng khi có cột cần khoan hoặc cần chủ lực quay trong giếng). Không thể tính việc quay cột ống khi van đối áp (prevento) cơ kiểu chấu, kiểu vành khăn đóng kín hoàn toàn. Trong bộ thiết bị chống phun trào còn có bộ phận điều khiển prevent thủ công và từ xa, có hệ thống ống dẫn cùng van lá (hoặc van tiết lưu) cao áp được điều khiển từ xa. 2.1 Một số loại van chính 2.1.1 Van an toàn sâu (van cản) (Checkguard valve hoặc drop in valve) Van an toàn sâu được lắp đặt khi cần thiết. Nó được lắp đặt ngầm bên trong ống bao có thể thay thế được. Ống bao có vùng lõm mà bên trong chứa van cản (loại van chỉ cho phép chất lỏng chảy theo một chiều) packer bịt kín. Khi cần kiểm soát áp suất, nó được đưa xuống trong cột cần khoan đến vị trí đã xác định trước và nó được lắp đặt tự động trong ngàm nổi. Nó có tác dụng như một van cản để ngăn dòng chảy đi lên qua cột cần khoan trong khi vẫn cho phép dung dịch chảy hoặc được bơm xuống từ vòi phun. Trong khi kéo thả cột cần khoan trong lỗ khoan, van kiểm soát áp suất phía trên trong khoảng không vành xuyến và trong cần khoan. Van an toàn sâu được bơm xuống và chốt tại một vị trí xác định trước và được lắp đặt tự động trong ngàm nổi. Trước khi cắt cột cần, van bảo vệ chống lại sự thoát ra của áp suất giếng. Việc lắp đặt van làm đơn giản hóa hơn việc kiểm soát giếng từ khi áp suất vỉa không thể truyền lên cột cần khoan. Trong khi kéo thả, van chứa áp suất phía trên thân giếng, cho phép phần trên kết nối mở. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 16 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Van có thể làm kín với áp suất lên tới 10000 psi và điều khiển hoàn toàn dễ dàng. Hình 1.2.1. Van treo 2.1.2 Van trên cần chủ lực (Kelly valve) Phần trên cần chủ lực là van an toàn được lắp đặt giữa đoạn nối cần chủ lực và khớp đầu cột ống khoan (thiết bị đặt ngay trên cột ống khoan được treo từ móc trên ròng rọc di động và dùng để cho cột ống khoan có thể quay ở phía dưới và dung dịch khoan từ ống cao áp chảy qua khớp đầu này và vào cần chủ lực). Cần chủ lực sẽ được đóng nếu áp suất ống khoan đe dọa làm gia tăng áp suất làm việc của ống rửa hoặc ống mềm quay. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 17 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Phần dưới cần chủ lực một van chống phun khi tiếp cần (full opening safety valve) sẽ được lắp đặt ngay bên dưới cần chủ lực. Một chìa vặn thích hợp có thể sẽ được sử dụng trên sàn khoan cho mục đích đóng và mở. Khi một ống giữ bùn được sử dụng, nó sẽ được lắp đặt phía trên đỉnh cần chủ lực. Cả van phía trên và phía dưới cần chủ lực có áp suất làm việc bằng hoặc lớn hơn áp suất làm việc của BOP. Hầu hết van loại này có dạng hình cầu, là van an toàn áp suất cao được vận hành hoặc trong một vài trường hợp bằng thủy lực nếu nó được lắp đặt trên top drive. Chúng bịt kín tuyệt đối áp suất phía trên và phía dưới và được sử dụng cho nhiều ứng dụng. Van sẽ được đóng để chặn bất kỳ dòng chảy nào. Nếu dòng chảy bắt đầu trong khi lắp hoặc tháo ống thì một van Gray bên trong BOP sẽ được lắp đặt phía trên nó. Van trên cần chủ lực sau đó sẽ mở và ống được thả quay trở lại đáy. Van trên cần chủ lực có thể bảo vệ với áp suất lên tới 15000 psi. Hình 1.2.2. Van trên cần chủ lực Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 18 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.1.3 Van nổi và van nắp (the float valve and flapper) Van nổi được lắp đặt bên trong cột cần nặng được sử dụng rộng rãi bởi các nhà điều hành nhằm mục đích để dễ dàng lắp dặt và đóng van an toàn ở bề mặt. Cả van nắp và kiểu van cản ngòi (dart type check valve) có thể được sử dụng. Nếu van cản bị rò rỉ, vận tốc dòng chất lỏng giảm đủ để van an toàn đóng thành công mà không cắt van. Van nổi và van nắp là kiểu van áp suất ngược, về bản chất sử dụng thì chúng có cùng một mục đích, nhưng khác nhau trong thiết kế. Những van này đóng tức thời có tác dụng chống lại áp suất ngược thấp hoặc cao và cho phép dòng chất lỏng đầy chảy qua cột cần khoan. Một ưu điểm khác là chúng ngăn mùn khoan khỏi xâm nhập vào cột cần khoan, do đó giảm khả năng kéo cột chống nước (cột ống thí dụ ống khai thác có chứa nước, dung dịch khoan hoặc dầu). Áp suất dị thường và vùng áp suất dưới bình thường không dự báo trước là yếu tố quyết định đối với việc loại van gì được lắp đặt hoặc khả năng không lắp đặt bất kỳ loại van nào trong cả 2 loại đó. Việc mong đợi áp suất dị thường được thể hiện qua loại van nắp được dùng phổ biến vì làm giảm bớt phức tạp trong việc ghi lại áp suất cột cần đóng. Điều bất lợi trong việc sử dụng van là ống phải được điền đầy trong khi thả xuống và sự tuần hoàn ngược là không thể. Hình 1.2.3. Van nổi và van flapper Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 19 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.1.4 Van an toàn một chiều (non return safety valve hoặc là Gray valve) Được lắp trong cột cần để bảo vệ máy bơm, đầu quay, ống mềm khỏi hiện tượng “Kích”. Hình 1.2.4. Van Gray 2.1.5 Van cửa (Gate valve) Van cửa phải đặc biệt để thích hợp đối với khí và dầu có lưu huỳnh theo yêu cầu. Van cửa cũng phải sẵn sàng để có thể sử dụng đối với việc vận hành bằng khí nén hoặc thủy lực. Khi lắp đặt van phải được đảm bảo về tiêu chuẩn an toàn, kích thước, áp suất làm việc, đầu nối, thân và vật liệu chế tạo, điều kiện làm việc (như nhiệt độ, áp suất và thành phần của chất lỏng). Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 20 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.5. Van cửa được vận hành bằng áp lực kiểu “HCR” Van cửa Cameron kiểu “F” lại loại van thường được sử dụng trên hệ thống đường ống BOP. Van kiểu ống dẫn không có túi để chất rắn ngưng tụ và chân van đã được tôi để làm giảm sự ăn mòn. Cửa và thân van có thể được thay thế mà không cần phải tháo van ra. Những van loại này có thể được lắp đặt với việc vận hành bằng thủy lực hoặc khí nén. Áp suất điều khiển thấp, áp suất vận hành cao. Van có kích thước từ 1-13/16 đến 6-6/8 inch có áp suất làm việc từ 2000 tới 10000 psi. Van kiểu “F” được mở và giữ ở vị trí mở bởi áp suất kiểm soát trong xy lanh vận hành. Lực đóng van được cung cấp bởi áp suất thân van tác dụng lên vùng cần van, cộng với tác dụng của một lò xo dạng ruột gà. 2.1.6 Van an toàn tự động (fail safe valve) Đường xả và đường dập dòng áp suất cao lắp đặt từ cụm BOP tới cụm phân dòng trên sàn giàn khoan. Để đóng những đường này khi cần thiết, mỗi đường phải được lắp đặt hai van an toàn tự động. Những van này có thể được đóng bằng thủy lực từ bề mặt, nhưng khi mở áp suất thoát ra, lò xo tự động tác dụng lực vào cửa van đóng. Những van này luôn được đánh giá cùng một áp suất như cụm thiết bị và đường xả và đường diệt dòng. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 21 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Do giới hạn về khoảng không gian trong van đầu tiên đầu ra từ cụm thiết bị (bên trong van) là 90 độ nhằm mục đích tránh xa mùn khoan và cát. Đầu ra valve là trực tiếp và phải có thể giữ được áp suất từ phần trên cũng như phần dưới khi đường xả và đường dập dòng được kiểm tra. Hình 1.2.6. Van kiểu “F” và van an toàn tự đóng 2.2 Thiết bị kiểm tra và kiểm soát dung dịch Việc lắp đặt và vận hành chính xác thiết bị này là nền tảng có ảnh hưởng đến việc kiểm soát giếng cơ bản và thứ cấp. Sau đây là những phần quan trọng của của thiết bị này. 2.2.1 Bể đo thể tích (Pit Volume Measurement) Một bình cộng thể tích (A pit volume totalizing (PVT)) nên được lắp đặt. Một bảng hiển thị đã hiệu chỉnh và thiết bị báo động âm nên được lắp đặt ở trạm của thợ khoan. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 22 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Thiết bị đo kèm theo được yêu cầu đối với tất cả bể chứa gồm: - Một phao nổi cho hệ thống cộng thể tích để ngắt những phao khác khi thùng dự trữ đang được sử dụng. - Một thước chia độ kiểu thang được lấy chuẩn. - Một thước chia độ kiểu thang từ xa, có thể trông thấy được từ trạm của thợ khoan đối với thùng dự trữ (trip tank). - Một dây cáp nhỏ có thể được sử dụng để kết nối phao trong bể với thước chia độ ở trên sàn khoan. 2.2.2 Thiết bị đo dòng chảy Một thiết bị nên được lắp đặt để đo tốc độ dòng chảy và bùn khoan quay trở lại. Thiết bị này nên hiển thị và báo động ở trạm của thợ khoan. Hình 1.2.7. Hệ thống dòng chảy bùn khoan 2.2.3 Thùng chứa dự trữ (Trip tank) Thùng chứa dự trữ được sử dụng để điền đầy lỗ khoan trong quá trình đo bùn khoan hoặc nước trong khoảng không vành xuyến khi tuần hoàn bị mất, giám sát lỗ khoan khi kéo thả, đo carota hoặc những kiểu hoạt động Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 23 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 tương tự khác. Có hai kiểu thùng dự trữ cơ bản – cung cấp theo kiểu trọng lực và kiểu bơm. Hệ thống kiểu bơm tốt hơn vì nó an toàn hơn và quá trình vận hành có lợi hơn. Thùng dự trữ cách biệt khỏi hệ thống bùn khoan bề mặt để ngăn chặn sự mất hoặc tăng bùn khoan vô ý khỏi thùng dự trữ do van đang bị mở ra. Hình 1.2.8. Thùng dự trữ cung cấp theo kiểu bơm Trong quá khứ, nhiều vụ phun trào xuất hiện do hiệu ứng piston hoặc ko điền đầy dung dịch trong khi kéo cột cần khoan ra khỏi lỗ khoan. Để cung cấp chính xác dòng chảy thay thế thể tích ống bị lấy ra, thùng chứa dự trữ được phát triển để đo chính xác trong khoảng ± 1 thùng chất lỏng chảy vào hoặc chảy ra khỏi giếng khoan. Để ngăn chặn mất áp suất thủy lực cần thiết phải điền đầy lỗ khoan bằng một kế hoạch định kỳ, hoặc liên tục, việc sử dụng một bình dự trữ để giữ thể tích dung dịch theo yêu cầu. Thể tích cột ống kim loại được kéo ra có thể tính toán được, nhưng thêm vào dung dịch cần thiết để thay thế phần bị thấm Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 24 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 mất do tác dụng của lọc có thể chỉ được dự đoán trước bằng cách so sánh với thể tích bùn khoan cần phải có để điền đầy lỗ khoan thích hợp ở những lần kéo trước. Vì lý do này, việc ghi lại thể tích bùn khoan cần phải có là rất quan trọng. 2.2.4 Bình tách khí khỏi dung dịch (Mud Gas Separator) Bình tách được lắp đặt đoạn cuối của ống góp thót (Choke manifolf) Loại van tự động, ống góp thót đặt trên mặt đất gần ngay cụm chống phun và nối cửa ra của cụm đó. Thiết bị này có thể hướng dòng chảy sang hố dự trữ, thùng chứa bùn hoặc thiết bị điều chế bùn. Thiết bị này được dùng để khởi động tuần hoàn trong giếng sau khi đã bỏ cụm nắp bít và để đưa dẫn bùn khoan nặng vào trong giếng để khống chế nó) để tách khí khỏi dung dịch khoan. Điều này có nghĩa tạo ra một sự thoát khí an tòan và dung dịch lỏng có thể được sử dụng quay trở lại để hoạt động hệ thống. Có hai loại bình tách khí khỏi dung dịch: bình tách chân không và bình tách áp lực. - Bình tách kiểu chân không là thiết bị tiêu chuẩn trên hầu hết tất cả các giàn khoan và được nhắc tới trong lĩnh vực mỏ như là một bình tách ‘phá khí’ (gas buster) hoặc là ‘giá rẻ’ (poorboy). Thuận lợi chính của loại bình tách này là vận hành đơn giản mà không yêu cầu van điều chỉnh trên đường xả bùn hoặc khí. Bình tách loại này vận hành dựa trên nguyên tắc trọng lực hoặc áp suất thủy tĩnh. - Bình tách khí khỏi dung dịch kiểu áp lực được thiết kế để vận hành với áp suất ngược vừa phải, thường là 50 psi hoặc ít hơn. Bình tách áp lực là thiết bị để khắc phục sự mất áp suất dòng khi một đường thoát có độ dài quá mức đòi hỏi một tháp đốt an toàn và đốt khí nguy hiểm ở một khoảng cách xa khỏi giàn khoan. Bình tách áp lực được xem như là một thiết bị đặc biệt trên giàn và không được cung cấp bởi nhà thầu. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 25 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.9. Bình tách khí khỏi dung dịch 2.2.5 Thiết bị khử khí (Degassers) Nếu độ nhớt của chất lỏng không cho phép khí tách hoàn toàn, một thiết bị khử khí có thể được sử dụng. Thiết bị khử khí không được thiết kế để xử lý lượng lớn khí bởi vì thể tích khí thực tế xâm nhập vào chất lỏng bé. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 26 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.10. Thiết bị khử khí 2.2.6 Cụm phân dòng (Choke manifold) Cụm phân dòng là một sự bố trí về các van, chi tiết nối, các đường dẫn và các đoạn co thắt mà được lắp ráp trên một vài tuyến đường đi của dòng chảy để kiểm soát dòng chảy của bùn, khí và dầu từ khoảng không vành xuyến suốt quá trình “Kích”. Cụm phân dòng dùng để hướng dòng chảy của dung dịch từ khoảng không vành xuyên ra khỏi giếng khoan đi tới hố chứa hoặc thải ra bên ngoài. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 27 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.11. Cụm phân dòng đối với áp suất làm việc 5000psi – lắp đặt bề mặt Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 28 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.12. Cụm phân dòng đối với áp suất làm việc 10000psi và 1500psi – lắp đặt bề mặt Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 29 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.13. Sơ đồ cụm phân dòng 2.3 Cụm đối áp Đối áp là thiết bị quan trọng nhất để đóng giếng khi xảy ra sự cố mất kiểm soát, phun trào. Tùy theo các tiêu chí để phân loại, đối áp có nhiều loại, có 2 loại thường dùng là đối áp ngàm và đối áp vạn năng. Đối áp có thể được lắp ở trên giàn khoan hoặc là đáy biển và được vận hành bằng thủy lực hoặc là bằng tay. Chúng ta sẽ nói rõ hơn về đối áp ở chương sau. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 30 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.14. Hệ thống kiểm soát giếng (cụm BOP và cụm phân dòng) 2.4 Đường xả và dập giếng (Choke and kill line) Một hệ thống đường dập và xả giếng đối với một thiết bị chống phun trào bao gồm: một đường xả có một thành phần cơ cấu nối ghép đường xả dành cho việc kết nối đường xả với thiết bị chống phun, một đường dập giếng có một thành phần cơ cấu nối ghép đường dập giếng dành cho việc kết nối đường dập giếng với thiết bị chống phun. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 31 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 1.2.15. Đường xả và dập giếng 2.4.1 Đường xả (Choke line) Trên đường xả (Choke line), một van được vận hành bằng thủy lực trong khi những cái khác là dự phòng hoặc là van an toàn. Hầu như thường được lắp ngoài mạn cùng với một van an toàn bên cạnh nối mặt bích chỉ được sử dụng nếu van thủy lực bị hỏng để vận hành thích hợp. Nhiều nhà vận hành đặt van thủy lực bên trong van an toàn. Kinh nghiệm cho thấy rằng khoảng cách ngắn giữa thân giếng và van có thể bị nút bởi chất rắn khoan hoặc barit trong suốt quá trình khoan bình thường. Do đó, khi một vấn đề xuất hiện, ống phân dòng không vận hành được do bị nút. Vấn đề có thể được làm giảm xuống tối thiểu và thường được loại trừ bằng cách đặt van thủy lực bên cạnh tổ hợp ống chống. Vị trí van thủy lực bên ngoài là lựa chọn tốt hơn trong trường hợp van bên trong luôn là van an toàn. Nếu van thủy lực lắp ở bên ngoài mạn, hệ Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 32 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 thống phải được kiểm tra và rửa thường xuyên là rất quan trọng để đảm bảo đường xả không bị tắc ghẽn do chất rắn khoan. Hình 1.2.16. Đường xả Hình 1.2.17. Đường xả với đường tuần hoàn ngược Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 33 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.4.2 Đường dập giếng (Kill line) Mục đích của đường dập giếng là tạo áp lực từ xa dẫn vào giếng. Thường đường dập giếng kéo dài khoảng từ 100 tới 150 feet tính từ đầu giếng. Một vài nhà vận hành đặt một van ở cuối của đường dập giếng. Đường dập giếng dẫn tới thân giếng không bao giờ được sử dụng cho bất kỳ mục đích nào khác hơn là dập giếng trong trường hợp khẩn cấp – phun trào. Đường từ van kiểm tra đường dập tới đầu ra phải thẳng. Van ở cuối đường dập giếng không bắt buộc. Đường dẫn dập giếng không bao giờ được sử dụng khi đường đi lên đầy. Ở một vị trí, một đường đi lên đầy được kết nối với đường dập giếng. Khi “Kích” xảy ra và giếng đóng, áp suất sau đó làm gián đoạn đường đi lên đầy. Hình 1.2.18. Đường dập giếng 2.5 Hệ thống hướng dòng (Diverter system) Hệ thống hướng dòng bao gồm một thiết bị ngăn dòng có dạng hình cầu và một hệ thống đường ống nằm ngay bên dưới, hệ thống đường ống sẽ dẫn và phân tán chất lưu trong vỉa tới vùng an toàn. Thiết bị này thường được Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 34 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 gắn vào ống nối trên đầu giếng hoặc ống bao có thể đóng lại ngăn không cho chất lỏng chảy theo chiều thẳng đứng và để phân tán chất lỏng. Hình 1.2.19. Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên bề mặt Chức năng của hệ thống hướng dòng là thay đổi hướng dòng chảy ra ngoài mạn giếng tránh xa khỏi những người khoan và kết cấu giàn. Thành phần cơ bản của một hệ thống hướng dòng bao gồm: Một đường thoát ra đối với việc hướng xa khỏi giàn mà đủ lớn để ngăn áp suất tăng lên trong giếng tới giá trị trên áp suất nứt vỡ. Một thiết bị cho việc đóng đối áp vạn năng phía trên đường thoát suốt quá trình vận hành hệ thống hướng dòng. Một thiết bị cho việc đóng đường thoát suốt quá trình vận hành khoan bình thường. Nói chung, tất cả hệ thống hướng dòng gồm một vài đối áp vạn năng, một hoặc nhiều hơn đường ống dẫn đường kính lớn kéo dài từ dưới bộ đối áp, và một hệ thống van hoặc đường ống khác được thiết kế để cho phép hệ thống hoạt động có lựa chọn. Điều quan trọng nhất và được xem là cơ bản nhất trong việc sử dụng một thiết bị rẽ nhánh là bảo đảm rằng đường ống dẫn hoặc ống đang chảy ra Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 35 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 phía dưới đối áp vạn năng mở trước khi đối áp vạn năng đóng. Điều này có thể được hoàn thành bằng một vài cách. Kiểu hỏng hóc phổ biến của thiết bị hướng dòng là: Hỏng van để mở của đường thoát khí. Đứt gãy do kích thước đường thoát không đủ và sự ăn mòn. Tiêu chuẩn thiết kế thiết bị hướng dòng đã và đang được phát triển nhằm khắc phục những kiểu hỏng hóc phổ biến này. Hình 1.2.20. Hệ thống hướng dòng lắp đặt trên giàn nổi Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 36 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 (Diverter element: thiết bị ngăn dòng cơ bản; Port vent: cửa xả; Return to shaker: quay trở lại sàng rung; Slip joint upper elemet: đầu nối co giãn phía trên; Diverter insert: cài đặt thiết bị ngăn dòng; Starboard vent: cửa ra mạn phải; Pressure below diverter bag: áp suất phía dưới túi phân tỏa; Upper “working” packing element: bộ phận đóng làm việc phía trên; Lower packing element closed when diverter is operated: bộ phận đóng phía dưới được đóng khi thiết bị ngăn dòng được vận hành; Slip joint annulus pressure: áp suất đầu nối co giãn của đối áp vạn năng). Ngoài các thiết bị hay gặp kể trên thì hệ thống thiết bị chống phun trào còn có nhiều thiết bị khác hỗ trợ, và tùy thuộc vào từng trường hợp, vị trí, địa hình khoan khoan cụ thể thì mỗi bộ thiết bị chống phun còn có thể có một số thiết bị đặc trưng đi kèm theo mà mục đích chính là đóng giếng khoan nhanh và chắc chắn khi có sự cố phun trào dầu khí xảy ra, điều tiết và tuần hoàn dung dịch…làm cho công tác khoan được an toàn và hiệu quả hơn. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 37 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 PHẦN 2. THIẾT BỊ ĐỐI ÁP CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ THIẾT BỊ ĐỐI ÁP 1.1 Chức năng chính của đối áp Thiết bị đối áp được lắp đặt ở mặt bích ở đầu cột ống chống của ống chống sau cùng đã được trám xi măng. Các đối áp và thiết bị đi kèm của chúng có các chức năng: - Đảm bảo đóng giếng trong trường hợp gặp các tầng chứa chất lỏng có áp suất lớn hơn áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan. - Cho phép tuần hoàn để điều chỉnh lại dung dịch khoan, thay đổi tỷ trọng dung dịch tùy theo áp suất vỉa và thu hồi chất lỏng đã xâm nhập vào giếng. Các thao tác này được thực hiện dưới áp suất. 1.2 Phân loại Thường có các cách phân loại: - Theo nhãn hiệu: các hãng sản xuất chính là Cameron, Shaffer, Hydril… - Theo các đường kính danh nghĩa chính: 7 1/16”, 11”, 13 5/8”, 16 ¾”, 18 ¾”, 20 ¾”, 21 ¼”, 29”, 30”. - Áp lực làm việc của BOP có cùng tên gọi với các mặt bích API là: 1.000, 2.000, 3.000, 5.000, 10.000, 15.000, 20.000 psi. - Theo vị trí lắp đặt: đối áp trên bề mặt và đối áp lắp ngầm dưới biển. - Theo nguyên lý làm việc: đối áp ngàm và đối áp vạn năng. - Về phương diện cấu trúc có các loại là đối áp vạn năng, đối áp ngàm, đối áp xoay. Có thể chia thành các loại theo bảng sau: Thiết bị đối áp Loại đứng yên Thẳng đứng Điều khiển bằng cơ học loại A Đối áp vạn năng điều khiển bằng thủy lực VH Nằm ngang Điều khiển bằng cơ học Loại B1 Kép loại B2 đóng khoảng không vành xuyến và toàn phần Điều khiển thủy lực – kép loại DF và T – dùng để đóng khoảng không vành xuyến và toàn phần Loại quay Để khoan lỗ khoan dưới áp suất Để khoan bằng phương pháp thổi khí Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 38 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Ngoài ra, đối với mỗi đối áp người ta còn chỉ rõ các đặc tính sau: - Lỗ mở lớn nhất hoặc đường kính lớn nhất của lỗ cho phép dụng cụ khoan lọt qua. - Các tỷ số đóng và mở (tỷ số giữa áp suất tồn tại trong giếng khoan ở thời điểm đóng hoặc mở giếng khoan và áp suất thủy lực tác dụng lên các piston làm việc của đối áp để đóng hoặc mở nó). Ví dụ: tỷ số đóng của đối áp hãng Cameron, loại U là 7:1, cần tác dụng một áp suất tối thiểu là 1.000 psi lên các piston điều khiển các mở kẹp để đóng chúng, nếu áp suất trong giếng khoan là 7.000 psi. - Thể tích chất lỏng cần thiết để đóng hoặc mở đối áp. - Kích cỡ: chiều cao, chiều dài, chiều rộng, khối lượng. Khi đối áp được mở để thay đổi các mở kẹp chì thì cần bổ sung thêm chiều dài hoặc chiều rộng tùy theo loại đối áp. 1.3 Lắp đặt thiết bị đối áp Có hai loại đối áp thường được sử dụng là đối áp ngàm và đối áp vạn năng. Các hãng Tư bản thường dùng thống nhất cho cả hai loại này. Phụ thuộc vào điều kiện cụ thể, hiện nay thường có bốn sơ đồ lắp đặt đối áp sau: Điều kiện làm việc Áp lực giếng (psi) Sơ đồ lắp Nhẹ 200 2 đối áp ngàm hoặc 1 vạn năng SRR (SA) Áp suất thấp và trung bình 3000 – 5000 2 đối áp ngàm và 1 vạn năng Áp lực cao 10000 3 đối áp ngàm và 1 vạn năng SRRA Áp lực rất cao ≥ 10000 – 15000 3 đối áp ngàm và 1vạn năng Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 39 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.1.1. Lắp 2 đối áp với 2 đường phân dòng Hình 2.1.2. Lắp 3 đối áp với 2 đường phân dòng Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 40 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.1.3 Lắp 3 đối áp với 3 đường phân dòng Hình 2.1.4. Lắp 3 đối áp với 4 đường phân dòng Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 41 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Chú thích: I. Đường dập giếng II. Đầu giếng III. Đường tiết lưu IV. Đường xả 1. Thiết bị điều khiển 10. Đầu nối 2. Ống tuần hoàn 11. Van 3. Ống nối 12. Ống chữ T (chạc ba) 4. Đối áp vạn năng 13. Đầu nối tháo lắp nhanh 5. Đối áp ngàm 14. Ống chữ thập 6. Van thủy lực 15. Côn tiết lưu không điều chỉnh được 7. Van ngắt 16. Côn tiết lưu điều chỉnh được 8. Ống dẫn 17. Bình tích 9. Bích nối đồng hồ áp lực 18. Ống chữ thập Dòng chất lỏng từ giếng được gây ra bởi “Kích” được dừng bởi việc sử dụng hệ thống chống phun trào. Nhiều thiết bị chống phun trào được sử dụng trong một chuỗi được nhắc tới như là cụm BOP. Cụm BOP có khả năng kết thúc dòng chất lỏng dưới mọi điều kiện. Một cụm BOP gồm có nhiều loại đối áp cơ bản, gồm đối áp ngàm, nối mặt bích, và một đối áp vành xuyến… Hình 2.1.5. Hoạt động của cụm đối áp Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 42 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.1.6. Kiểm soát giếng trong trường hợp phun trào Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 43 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 1.4 Đối áp vạn năng Thường được nhắc đến như là túi chống phun hoặc đối áp hình cầu, nó được thiết kể để dừng dòng chảy từ giếng bằng việc sử dụng bộ đóng mở gờ thép tiếp xúc xung quanh cần khoan. Packer sẽ thích hợp với hình dạng của cần khoan trong lỗ khoan. Nó được vận hành bằng thủy lực, dùng một piston tác dụng lên packer. Khi đóng đối áp, sử dụng áp suất giếng ở phía trên để duy trì vị trí đóng của nó. Những đối áp loại này có thể dùng được cho nhiều loại áp suất làm việc, từ 2000 tới 10000 psi. Trong khi những đối áp loại này được sử dụng mà không cần cần trong giếng, tuổi thọ của thiết bị đóng mở sẽ bị giảm bởi ứng suất của việc đóng phần trên nó. Hình 2.1.7. Đối áp vạn năng Áp suất thủy lực đối với việc đóng hầu hết các loại đối áp vạn năng là 1500 psi. Một khi packer bị đóng, áp suất sẽ giảm nhỏ lại để giảm hỏng hóc đối với phần cao su của packer. Một đặc điểm đặc biệt của đối áp vạn năng là nó cho phép vận hành lắp hoặc kéo ống được tiến hành trong khi áp suất duy Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 44 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 trì khi ống nối dụng cụ đi qua đối áp. Khi tháo, ống nối dụng cụ sẽ được tháo bỏ từ từ qua đối áp để tránh xa hỏng hóc đối với thiết bị đóng. Ứng dụng chính của đối áp vạn năng là kiếm soát áp suất đầu giếng suốt quá trình khoan, bảo dưỡng, vận hành và thử vỉa…để ngăn chặn phun trào hiệu quả và thực hiện thi công an toàn. Đối áp vạn năng sẽ được lắp đặt với hệ thống kiểm soát thủy lực. Đối áp vạn năng có thể bịt kín bất kỳ kích thước của khoảng không vành xuyến nào bằng cao su bịt kín nếu có dụng cụ khoan, ống khai thác, hoặc ống chống trong lỗ khoan. Khi không có dụng cụ khoan trong lỗ thì nó có thể bịt kín miệng giếng. Khi giếng phun trào hoặc tràn xảy ra trong quá trình khoan, lấy mẫu hoặc carota giếng khoan, đối áp vạn năng có thể bịt kín khoảng không gian vành xuyến giữa cần chủ lực, dụng cụ đo, cáp, dây cáp hạ thiết bị và thân giếng. Bên dưới phần điều khiển của hệ thống điều khiển thủy lực được lắp đặt van điều chỉnh giảm áp hoặc bộ tích lũy hơi nó có thể chịu được lực kéo cưỡng bức với các đoạn dụng cụ nghiêng 180. Nguyên lý làm việc của đối áp vạn năng: khi có phun trào xảy ra, dầu cao áp của thiết bị điều khiển thủy lực được bơm vào phần buồng bên dưới piston của đối áp đẩy piston đi lên. Khi piston đi lên nó sẽ đẩy thiết bị bịt kín đi lên, thiết bị bịt kín sẽ di chuyển dọc lên phía trên sẽ ôm chặt lấy dụng cụ khoan hoặc bịt kín lỗ hở hoàn toàn tạo nên sự bịt kín giếng. Đối áp vạn năng có nhiều loại có cấu tạo tương ứng với thiết bị bịt kín (packer) được sử dụng. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 45 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 1. Nắp 2. Gioăng 3. Vành làm kín 4. Thân đối áp 5. Piston dạng cân 6 & 7. Rắc cô nối tuy ô thủy lực khi mở và đóng 8. Ống lót 9. Vòng đệm (để cách ly các khoang và bên ngoài) Hình 2.1.8. Sơ đồ đối áp vạn năng Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 46 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 1.5 Đối áp ngàm Đối áp ngàm có 2 bộ phận đóng đối diện nhau được đóng bằng cách di chuyển chúng cùng với nhau. Bộ phận đóng bằng cao su co lại, hình thành bịt kín. Khác biệt chủ yếu giữa loại này và đối áp vạn năng là chúng được thiết kế cho những ứng dụng đặc biệt. Ngàm được thiết kế cho một kích thước của đường ống nào đó và sẽ chỉ làm việc đối với loại đường ống đó. Hầu hết các loại đối áp ngàm được thiết kế để bịt kín chỉ một hướng duy nhất. Chúng chỉ sử dụng áp suất từ phần thấp hơn. Do đó chúng sẽ vô dụng nếu bị lắp đặt ngược từ trên xuống và sẽ không thử áp suất từ phía trên. Hầu hết đối áp ngàm đều đóng ở áp suất 1500 psi và hầu như không thay đổi trừ trường hợp đặc biệt hoặc là do thay đổi loại ngàm. Hình 2.1.9. Đối áp ngàm Đối áp ngàm thường được ứng dụng trong những trường hợp sau: - Ngàm ống thích hợp bịt kín khoảng không gian vành xuyến giữa ống chống và ống khi có ống trong thân giếng. - Ngàm chặn bịt kín giếng hoàn toàn khi không có ống trong thân giếng. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 47 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Khi đầu giếng bị đóng, sử dụng cụm giệt giếng và cụm phân dòng mà được nối giữa mặt bích và đầu ra của vỏ để tạo nên một sự vận hành đặc biệt khi tuần hoàn dung dịch, điều tiết thoát ra, diệt giếng… - Nếu cần thiết: dụng cụ khoan có thể được treo với ngàm ống. - Ngàm cắt cắt dụng cụ khoan để bịt kín giếng trong một vài trường hợp đặc biệt. Thường có các loại đối áp ngàm sau: 1.5.1 Đối áp ôm cần ( pipe ram) Thường dùng để đóng giếng khi có cần khoan bên trong. Đối áp loại này sử dụng hai nửa má mở ghép với đường kính của cần khoan. Khi đóng các má của đối áp sẽ ôm lấy cần khoan và bịt kín khoảng không vành xuyến. Một chuỗi cần gồm nhiều cần có kích thước khác nhau, như cần khoan 3 inch và 5 inch, sẽ yêu cầu lắp đặt 2 ngàm để phù hợp với kích thước của cả 2 cần khoan. Khi thử đối áp ôm cần cần phải có loại cần có kích thước phù hợp. Ngoài ra, nó cũng sẽ không được đóng khi trong giếng không có cần khoan vì cũng có thể làm cho má ngàm bị phá hủy. 1.5.2 Đối áp chặn giếng khoan (blind ram) Những loại này thường được thiết kế để đóng lỗ khoan khi không có cần khoan ở trong lỗ. Nếu chúng đóng khi có cần, chúng sẽ san phẳng cần, nhưng không ngăn dòng chảy tất yếu. 1.5.3 Đối áp cắt cần (shear ram) Những loại này là một dạng của ngàm cắt được thiết kế để cắt cần khi đóng giếng. Điều này sẽ dẫn tới rơi cột cần phía dưới cụm BOP khi cụm được thiết kế theo cách như vậy để lắp đặt một ngàm ôm cần phía dưới ngàm cắt mà dụng cụ kết nối có thể được đỡ. Chúng sẽ dừng dòng chảy từ giếng. Đối áp cắt cần thường chỉ được sử dụng như là loại cuối cùng khi mà tất cả đối áp khác và đối áp vạn năng bị hỏng. 1.5.4 Đối áp ôm cần vạn năng (multi – rams) Đối áp loại này có khả năng đóng giếng với cần khoan có nhiều đường kính khác nhau. Với loại này thì sẽ không cần thiết phải thay đổi đối áp khi thay đổi đường kính cần khoan. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 48 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Nguyên lý làm việc: dầu cao áp của thiết bị kiểm soát thủy lực được bơm vào buồng xi lanh bên phải và bên trái, nó đẩy piston và trục ngàm làm cho tổ hợp ngàm di chuyển tới tâm của đầu giếng để bịt kín giếng. 1. Thân đối áp 7. Cần piston 2. Ống góp 8. Ống dẫn hơi 3. Gioăng làm kín 9.Tuy ô dầu thủy lực 4. Nắp 10. Vành làm kín 5. Xi lanh thủy lực 11. Thân má đối áp 6. Piston 12. Đệm Hình 2.1.10. Sơ đồ đối áp ngàm 1.6 Đối áp quay (rotaring BOPs) Loại này có khả năng làm kín giếng khoan khi khoan, nó sẽ quay cùng cần nặng hoặc cần khoan. Nó được dùng khi khoan ở những vùng dễ bị “kích” hoặc phun trào, khoan với tuần hoàn ngược và tuần hoàn với khí. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 49 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.1.11. Đối áp quay Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 50 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Ghi chú: 1. Thân đối áp 5. Ống dẫn hướng 2. Đệm cao su 6, 7. Ổ đỡ 3. Chốt định vị 8. Mâm cặp định tâm 4. Gioăng làm kín 9. Piston Đối áp quay còn được sử dụng trong khoan cân bằng (khoan với áp suất của cột thủy tĩnh của dung dịch khoan trong giếng cân bằng với vỉa), áp suất khoan âm (dưới mức cân bằng), khoan tuần hoàn đếm (counter circulation drilling) và khoan giếng được vận hành bởi khí nén, khí tự nhiên hoặc bọt khí như phương tiện tuần hoàn cũng như để vận hành bảo dưỡng. Hình 2.1.12. Sơ đồ đối áp xoay Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 51 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ ĐỐI ÁP LẮP ĐẶT TẠI GIẾNG KHOAN THC – 08 Ở TIỀN HẢI – THÁI BÌNH (CHẾ TẠO BỞI CÔNG TY THIẾT BỊ DẦU KHÍ SANDONG JINZHOU) 2.1 Thông số cơ bản của giếng khoan Tên giếng khoan : THC-08 Lô : Miền võng Hà Nội Cấu tạo : Tiền Hải "C' Loại giếng khoan : Khai thác Toạ độ giếng khoan (dự kiến) : 200 24’ 41.63” Vĩ độ Bắc 1060 31’31.68” Kinh độ Đông (Phép chiếu Gauss) Vị trí : Xã Tây Ninh, Huyện Tiền Hải, Tỉnh Thái Bình. Chiều cao từ mặt đất tới sàn khoan: TBA Chiều sâu thiết kế : 1100 mBGL Công ty điều hành : PVEP-SH Loại giàn khoan : Tự hành đất liền Đối tượng khai thác : Khí trong trầm tích Mioxen trên T1, T3, T4, T7 Độ lệch đáy cho phép : 50 m Dự kiến thời gian thi công : 28 ngày Giếng khoan THC-08 là giếng khoan khai thác nhằm tìm kiếm các tập khí trong trầm tích Mioxen trên của vòm Tây Bắc mỏ Tiền Hải “C”. Giếng khoan được thiết kế với cấu trúc 2 cột ống chống: 9 5/8" và ống 7". Sử dụng hệ thống đầu giếng cho giàn khoan đất liền. Chiều sâu chống của các cột ống 9 5/8’’ và ống 7’’ lần lượt là 310m, 1100m. Sau đây là sơ đồ lắp đặt thiết bị đối áp của giếng THC – 08 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 52 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.2.1. Sơ đồ hệ thống đối áp 13 5/8” x 10000 psi cho công đoạn khoan 8 ½” tại giếng THC-08 Tiền Hải – Thái Bình Các thiết bị đối áp được lắp đặt tại giếng Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 53 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.2 Đối áp vạn năng Bảng 2.2.1. Dữ liệu kỹ thuật và đặc điểm của đối áp vạn năng Mẫu FH18-35 FH28 －35 FH28-35/70 Đường kính thân giếng mm(in) 179.4(7 1/16) 279.4 (11) Áp suất làm việc tối đa MPa (Psi) 35 (5000) Áp suất điều khiển thủy lực MPa (Psi) ≤10.5 (1500) Thể tích mở buồng xylanh - Hydro (L) 12.8 58 58 Thể tích đóng buồng xylanh - Hydro (L) 18.8 72 72 Kiểu kết nối giữa nắp và phần vỏ khung chứa phía dưới Mặt bích Mặt bích Mặt bích Loại thiết bị paker Hình cầu Hình cầu Hình cầu Phía trênKiểu kết nôi Phía trên Có vít Đinh ốc M36 ×3 M48 ×3 M48 ×3 Vòng đệm R46 R54 R54 Kiểu kết nối đáy Đáy Mặt bich Đinh ốc M36 ×3 M48 ×3 M45 ×3 Vòng đệm R46 R54 BX158 Đặc điểm của kết nối kiểm soát thủy lực Z1" ×2 Khối lượng thực kg 1572 4300 4423 Trọng tâm (Tâm của đáy mặt bích là điểm ban đầu) 338 462 468 Đường kính ngoài Mm A 737 1138 1138 H 790 1081 1096 Đường kính paker (dài × rộng × cao) mm 1380×940 ×1195 1500×1310 ×1640 1500×131 0 ×1640 Tổng khối lượng kg 1755 4560 4683 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 54 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Mẫu FH35- 35 FH35- 35/70 FH35-7 0/105 FHZ54-14 Đường kính thân mm(in) 346.1 (13 5/8) 539.8 (21 1/4) Áp suất làm việc tối đa MPa (Psi) 35(5000) 70(10000) 14（2000） Áp suất điều khiển thủy lực MPa (Psi) ≤10.5 Thể tích mở buồng xylanh – Hydro (L) 71.3 71.3 124 72 Thể tích đóng buồng xylanh - Hydro (L) 93.5 93.5 152 118 Kiểu kết nối giữa nắp và phần khung phía dưới Mặt bích Mặt bích Mặt bích Dạng kẹp Loại thiết bị paker Hình cầu Hình cầu Hình cầu Hình nêm Kiểu kết nối phía trên Phần trên Có vít Đai ốc M42×3 M42×3 M48×3 M42×3 Vòng đệm BX160 BX160 BX159 R73 Kiểu kết nối đáy Đáy Mặt bích Đai ốc M42×3 M48×3 M58×3 M42×3 Vòng đệm BX160 BX159 BX159 R73 Đặc điểm kết nối kiểm soát thủy lực Z1"(2")× 4 Z1"(1 1/2")×2 Khối lượng thực kg 6843 14760 6780 Trọng tâm (Tâm của mặt bích đáy là điểm ban đầu) 525 910 744 Đường kính bên ngoài mm A 1270 1270 1640 1516 H 1160 1227 1634 1337 Đường kính gói （Dài×rộng×cao）mm 1620×13 80 ×1700 2200 ×2100 ×2310 Tổng khối lượng kg 7138 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 55 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.2.1 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer hình cầu 2.2.1.1 Nguyên tắc làm việc Đối với đối áp vạn năng áp suất làm việc tối đa 35 MPa hoặc ít hơn, kết nối giữa nắp và phần khung dưới là được kết nối mặt bích. Nó bao gồm phần vỏ bên dưới, nắp, piston, packer, vòng chuyển tiếp và một vài cái bít kín…(Hình 2.2.2) Đối với đối áp vạn năng với áp suất làm việc tối đa 70 MPa hoặc hơn nữa, việc nối giữa nắp và khung bên dưới là nối dạng nêm. Nó bao gồm phần khung bên dưới, nắp, piston, paker, vòng chắn dung dịch, nêm, vòng kẹp, và 1 vài thành phần bít kín…(Hình 2.2.3) Nắp Packer hình cầu Vòng chuyển tiếp Piston Khung chứa phía dưới Thành phần làm kín Hình 2.2.2. Đối áp vạn năng FH35-35/70 (giữa nắp và phần khung chứa paker là đầu nối mặt bính) Khi sự phun trào giếng xảy ra và cần phải đóng giếng, dầu cao áp của thiết bị điều khiển thủy lực được bơm vào đóng phần buồng của đối áp bên dưới piston, khi piston nâng lên, nó đẩy thiết bị bịt kín lên. Do giới hạn của nắp bán cầu, thiết bị bít kín di chuyển lên dọc bề mặt nắp hình cầu tới tâm của đầu giếng suốt quá trình đi lên. Cho đến khi cao su giữa gờ giữ bị chạm ôm Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 56 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 chặt lấy dụng cụ khoan hoặc bịt kín lỗ mở hoàn toàn, và sau đó bịt kín giếng. Khi dòng chảy thủy lực được bơm vào mở buồng của đối áp phía bên trên piston. Khi piston đi xuống, lực ép tác động vào bề mặt cầu của paker bị đóng lại, thiết bị bịt kín sẽ quay trở về vị trí ban đầu của nó bằng cách dựa vào tính có giãn của chính nó để mở giếng. Hình 2.2.3. Đố áp vạn năng FH35-70/105 (Giữa nắp và phần khung dưới là phần nối dạng nêm) 2.2.1.2 Đặc điểm cấu tạo Những phần chính như nắp, phần khung bên dưới chứa paker, piston, vòng chuyển tiếp làm từ thép hợp kim chất lượng cao. Những vật liệu này thích hợp đối với đặc điểm kỹ thuật của NACE MR-01-75 và ứng dụng đối với điều kiện làm việc của môi trường axit trung bình. Nó được xử lý gia nhiệt đặc biệt. Sự kiểm tra kiểm nghiệm thủy tĩnh được thực hiện dựa vào đặc điểm kỹ thuật của đặc điểm của kỹ thuật 16A của API để đảm bảo an toàn và sẵn sàng cho việc sử dụng dưới áp suất làm việc. Phần giao nhau hình chữ “Z” của piston có đặc điểm hành trình ngắn và chiều cao thấp. Có 2 vòng bạc giữa đường kính ngoài piston và vỏ, cũng có 1 vòng bạc giữa đường kính trong piston và vỏ để tránh xa sự tiếp xúc trực Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 57 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 tiếp giữa piston và vỏ suốt quá trình di chuyển của piston để bảo vệ vỏ và piston. Thay thế vòng bạc nếu nó bị mài mòn. Đối với đối áp vạn năng với áp suất làm việc tối đã 35 MPa hoặc thấp hơn, mặt bích đinh tán (xem hình 2.2.2) và bu lông mũ được sử dụng cho việc nối giữa nắp và phần khung chứa paker bên dưới để ngăn ngừa sự gỉ giữa đai ốc và chốt. Vòng bít kín miệng được sử dụng ở 3 vị trí bịt kín động lực trong đối áp vạn năng. Chúng tự thực hiện bịt kín để giảm ăn mòn của vòng bít. Vì thế chúng có thể bít một cách chắc chắn để tránh xa rò rỉ (xem hình 2.2.2, hình 2.2.3) Piston O.D: trên piston O.D bao gồm mở và đóng buồng Piston I.D: trên piston vỏ bao gồm áp suất thân giếng và đóng buồng Vòng chuyển tiếp: trên vòng chuyển tiếp bao gồm áp suất thân giếng và mở buồng Đối với đối áp vạn năng áp suất làm việc tối đa 70 MPa hoặc hơn, 12 cái nêm (ví dụ đối áp vành xuyến loại FH35-70/105, xem hình 2.2.3) được sử dụng cho kết nối giữa nắp và phần khung dưới chứa paker. Chúng có một sự kết nối chắc chắn và mạnh, và phần khung dưới nằm dưới ứng suất đồng nhất. Nó dễ dàng lắp đặt và tháo ra. Hình 2.2.4. Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với paker hình cầu Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 58 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.2.5. Bản vẽ phác họa đối áp vạn năng với paker hình nêm Chú ý: Kích thước của phần trên và mặt bích đáy thích ứng với đặc điểm kỹ thuật 16A của API. 2.2.1.3 Nguyên lý bít kín & cấu tạo và đặc điểm của paker hình cầu A. Nguyên lý bít kín của paker: đối áp vạn năng được bít kín trong 2 giai đoạn. Giai đoạn 1: piston đẩy thiết bị bít kín lên bằng áp suất thủy lực và là nguyên nhân nó di chuyển dọc lên phía trên bề mặt hình cầu tới tâm của đầu giếng và sau đó gờ giữ đóng cùng với nhau để đẩy cao su tới tâm của đầu giếng để hình thành sự bít kín ban đầu. Giai đoạn 2: nếu có áp suất giếng trong lỗ, áp suất thân giếng tác dụng vào phần trên bề mặt của phần buồng bên trong của piston đẩy piston lên xa hơn gây ra sự bít kín hơn để bít kín ban đầu. Đó được gọi là sự đóng trợ giúp của áp suất thân giếng. B. Ảnh hưởng của phễu: Từ trạng thái tự do tới trạng thái nén, sự suy giảm của mỗi đường kính phần giao nhau của paker vành hàng năm là khác nhau. Sự suy giảm ở phần trên là lớn và ở phần dưới là nhỏ. Vì thế, cao su nén vững chắc chống lại phần thép ở phía trên của paker, nhưng cao su ở đáy chỉ bị nén nhẹ. Đây là một dạng “phễu cơ bản” mà không chỉ nâng cao đặc tính bít kín mà còn làm cho dễ dàng đưa một phần dụng cụ kết nối vào paker. Khi tháo trong, áp suất thân giếng nén phần cao su của paker để tránh xa ứng suất kéo để kéo dài tuổi thọ phục vụ của cao su. C. Sự ép và rách của paker bị giới hạn: Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 59 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Khi một lỗ bị đóng. Áp suất thân giếng kéo tấm paker ép lại, nhưng phần đĩa trên của của bề mặt cầu của gờ đỡ có thể chống lại điều đó, vì thế cao su ở trạng thái nén trợ giúp áp suất lớn do đó nó sẽ không bị rách. D. Lượng lớn dự trữ cao su: Loại paker hình cầu này có nhiều cao su thay thế hơn cho việc bổ sung sau khi các dụng cụ khoan bị rách vì lực kéo tháo lắp và không cần thay thế cao su trong suốt quá trình tháo lắp. Đặc biệt nó thích hợp cho tình trạng nơi mà ma sát dụng cụ khoan chống lại cao su thường xuyên. E. Paker là bán cầu (hình 2.2.6): Nó được lưu hóa bởi bức xạ 12 -14 uốn cong trợ giúp cho gờ và cao su. Gờ là được làm từ thép hợp kim. Hình 2.2.6. Bản vẽ phác họa packer hình cầu 2.2.2 Nguyên tắc làm việc và đặc điểm kết cấu cơ bản của đối áp vạn năng với packer dạng nêm 2.2.2.1 Nguyên lý làm việc: Kết nối giữa phần nắp và phần khung bên dưới của BOP vạn năng bằng paker hình nêm là thiết bị kẹp. Nó được kết hợp của phần khung, phần nắp, piston, packer, ống lót ngoài, ống lót trong, đĩa bạc và một vài thành phần…(hình 2.2.7) Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 60 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.2.7. Đối áp vạn năng FH54-14 (Giữa nắp và phần vỏ dưới là nối dạng má kẹp) Khi sự phun trào xảy ra và cần để đóng giếng, dòng thủy lực được bơm vào buồng của BOP bên dưới piston. Khi piston đi lên nó đẩy bộ phận đóng lên. Vì giới hạn của vòng bạc, bộ phận đóng di chuyển lên dọc bề mặt hình nón piston và đĩa bạc đến tâm của đầu giếng suốt quá trình di chuyển cho đến khi cao su giữa gờ đỡ chạm ôm chạy lấy dụng cụ khoan hoặc bịt kín đầu giếng hoàn toàn, và sau đó sẽ bịt kín giếng. Khi dòng thủy lực được bơm vào buổng mở của BOP phía trên của piston. Khi piston đi xuống, lực nén tác động vào đĩa bạc được đóng lại, thiết bị đóng quay trở lại vị trí bởi tính đàn hồi của nó để mở giếng. 2.2.2.2 Đặc điểm cấu tạo Những phần chính như nắp, phần khung dưới, piston, và ống lót bên ngoài làm bằng thép hợp kim tốt. Những vật liệu này thích ứng đối với đặc điểm kỹ thuật của NACE MR-01-75 và ứng dụng đối với điều kiện làm việc là môi trường axit trung bình. Nó được gia nhiệt đặc biệt. Kiểm tra thử nghiệm thủy tĩnh đã được tiến hành theo tiêu chuẩn kỹ thuật của API tiêu chuẩn 16A đối với việc đảm bảo an toàn và có khả năng sử dụng dưới áp suất làm việc. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 61 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Vòng bịt kín miệng được sử dụng ở 3 vị trí bịt kín động lực trong BOP vành xuyến. Chúng có đặc tính tự bít kín để giảm sự ăn mòn của vòng bít. Vì thế chúng có thể đảm bảo bịt kín tránh xa rò rỉ. Piston O.D : trên piston O.D bao gồm cả việc mở và đóng buồng. Piston I.D: trên phần khung bao gồm cả áp suất thân giếng và đóng buồng. Nắp: trên nắp bao gồm áp suất thân giếng và mở buồng. Có một lỗ kiểm tra piston trên nắp, phản ánh hành trình piston từ lần này sang lần khác để dự đoán tuổi thọ của packer. Hai mươi thiết bị kẹp được sử dụng cho việc nối nắp và vỏ. Chúng đảm bảo kết nối nắp và vỏ dưới ứng lực tập trung. Nó dễ dàng để cố định và tháo lắp. Có 2 vòng bịt kín chữ O trên mỗi thiết bị kẹp bắt vít để ngăn chặn gỉ sét giữa thiết bị kẹp và nắp. Buồng bên trong phía trên của của piston là hình nêm, tiếp xúc với packer bề mặt hình nón trực tiếp. Do mức độ của packer là bé, lực đẩy của piston cho việc đóng cũng như là đường kính ngoài nhỏ hơn kiểu BOP khác. Một sơ đồ về sự mài mòn tháo lắp được lắp đặt trên bề mặt ma sát nơi mà phần trên buồng trong của nắp tiếp xúc với gờ đỡ của packer (hình 2.2.7) để bảo vệ nắp và dễ dàng thay thế. 2.2.2.3 Nguyên tắc bịt kín, đặc điểm cấu tạo của packer hình nêm A. Nguyên tắc bịt kín của packer: BOP vành xuyến được bịt kín qua 2 giai đoạn. Giai đoạn một: piston đẩy bộ phận đóng lên bằng áp suất thủy lực và nguyên nhân nó di chuyển dọc theo bề mặt hình nón piston và đĩa bạc tới tâm của đầu giếng, và sau đó vòng đỡ đóng cùng với nhau chạm vào cao su tới tâm của đầu giếng hình thành bịt kín ban đầu. Giai đoạn 2: nếu có áp suất giếng trong lỗ, áp suất thân giếng gây ra trên phần trên bề mặt vành xuyến của buồng trong của piston đẩy piston lên xa hơn nguyên nhân bịt kín hơn để gia tăng hoàn thiện sự bịt kín của packer. Nó được gọi là sự trợ giúp đóng của áp suất thân giếng. B. Bên ngoài của packer hình nêm. Góc giữa những thanh dẫn của bề mặt hình nón và trục của packer là 250. Packer được lưu hóa bởi 22 gờ đỡ và cao su. Gờ đỡ được lắp đặt tỏa tròn. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 62 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.2.8. Bản vẽ phác họa của paker hình nêm C. Lượng lớn dự trữ cao su: packer có khả năng chứa lớn. Những cao su giữa những gờ đỡ của packer có thể tiếp xúc với đầu giếng và bịt kín. Thể tích của packer là lớn hơn nhiều so với không gian cần để đóng nó. Vì thế, chúng có thể đóng dụng cụ khoan có hình dạng và kích thước khác nhau, và cũng có thể đóng đầu giếng hoàn toàn. Nếu áp suất điều khiển thủy lực được điều chỉnh bởi van điều chỉnh suy giảm áp suất hoặc bộ tích lũy đệm, packer có thể kéo tháo lắp và cho phép dụng cụ kết nối đi qua dưới 1 góc là 180. Vì lượng dự trữ lớn cao su, nếu packer không bị hư hỏng nghiêm trọng, nó vẫn có thể bịt kín và tuổi thọ của nó có thể được kiểm tra. Suốt quá trình làm việc của BOP vành xuyến, packer bị hư hỏng liên tục, vì thế nó cần bổ sung qua sự gia tăng hành trình của piston và sự nghiền cao su dự trữ. Khi hành trình của piston là lớn nhất (piston di chuyển tới đỉnh), hoặc lên cao hơn và thấp hơn bề mặt của gờ đỡ của packer một cách riêng biệt, nó cho thấy rằng lượng cao su dự trữ của packer biến dạng. Thậm chí nếu tăng áp suất điều khiển thủy lực, packer không thể đảm bảo bịt kín. Vì thế tuổi thọ của packer có thể được dự đoán bằng cách đo hành trình của piston. 2.2.2 Phương pháp lắp đặt 2.2.2.1 Lắp đặt: đối áp vạn năng không thể được vận chuyển tới vị trí giếng cho đến khi kiểm tra áp suất bịt kín. Việc lắp đặt nên dựa vào yêu cầu kiểu mẫu BOP của giếng cần kiểm soát. Việc kết nối của ống khai thác giếng và đối áp ngàm nên trên cùng một phương. 2.2.2.2 Kiểm tra áp suất sau lắp đặt: đối áp vạn năng nên cố định vững chắc sau khi lắp đặt và được hoàn thiện kiểm tra thử nghiệm thủy tĩnh với tất Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 63 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 cả bộ thiệt bị đầu giếng để kiểm tra khả năng đặc tính bịt kín và tất cả các kết nối. Chỉ BOP đủ điền kiện có thể được dùng. Trên trạm của thợ khoan và công xôn điều khiển ở xa, BOP nên được kiểm tra bằng việc đóng và mở hai lần để kiểm tra sự tương ứng giữa mở và đóng và thao tác vận hành và tính đúng đắn của sự kết nối của đường nối kết nối. Khí nên được loại bỏ khỏi đường ống dẫn dầu. BOP nên trong vị trí mở khi khoan bình thường. 2.2.3 Vận hành và chú ý 2.2.3.1 Bình thường, áp suất điều khiển (áp suất đóng) với van điều chỉnh suy giảm áp suất nên ít hơn hoặc bằng 10.5 MPa và có tỷ lệ nào đó với áp suất thân giếng và kích thước của dụng cụ khoan. Nếu đường kính của dụng cụ khoan lớn hoặc áp suất thân giếng thấp nên thấp hơn tương ứng đối với tuổi thọ của packer. 2.2.3.2 Khi phun trào xảy ra, đối áp vành xuyến có thể được sử dụng để đóng giếng đầu tiên, nhưng nó không được sử dụng trong một thời gian dài. Đầu tiên, nó có thể hư hỏng cao su sớm. Thứ hai, nó không có thiết bị khóa. Nếu không có trường hợp đặc biệt, nó không thể được sử dụng để đóng lỗ mở. 2.2.3.3 Sau khi đạt tới tầng mục tiêu, BOP nên được kiểm tra bằng cách đóng và mở với dụng cụ khoan nhưng không có áp suất giếng trong giếng một lần nữa hàng ngày để tránh xa sự đóng packer. 2.2.3.4 Khi sử dụng BOP vạn năng để tháo lắp mà không giết giếng, phải sử dụng dụng cụ kết nối 180. Trên đường đóng kiểm tra thủy lực, thêm vào đó là van điều chỉnh giảm áp riêng, nếu có bộ tích lũy, sự van chạm thủy lực trong buồng đóng có thể bao gồm cả tác dụng tạo đệm để tăng tuổi thọ phục vụ của packer. Trong suốt lực kéo tháo lắp, trên tiền đề của sự bịt kín, áp suất thủy lực nên điều chỉnh thấp có thể và tốc độ của việc tháo lắp nên được kiểm soát hoàn toàn. Đặc biệt ống khoan nên dựng lên hoặc hạ xuống từ từ qua việc nối. 2.2.3.5 Sau khi mở BOP, nó nên được kiểm tra nếu BOP mở hoàn toàn để ngăn packer khỏi bị khía. 2.2.3.6 Nó không cho phép áp suất thân giếng hở bởi việc mở BOP. 2.2.3.7 Khi BOP ở vị trí đóng, nó cho phép dụng cụ khoan di chuyển lên xuống nhưng không xoay nó được. 2.2.3.8 Chú ý: giữ dòng thủy lực sạch sẽ. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 64 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 2.2.4 Bảo dưỡng 2.2.4.1 Chú ý Sau khi sử dụng giếng, tháo rời dòng thủy lực nối với BOP, khóa lỗ bằng nút, làm sạch BOP từ ngoài vào trong, và kiểm tra gờ và bề mặt tiếp xúc của chúng. Sau đó bôi trơn lỗ bu lông, đường rãnh vòng đệm, bề mặt trong của nắp và bề mặt chống đỡ của piston để tránh xa gỉ. Sau khi cố định, kết nối như bu lông, đinh tán, đai ốc và những dụng cụ đặc biệt nên tập trung lại và đóng gói để bảo vệ chúng khỏi bị mất mát. Kiểm tra tất cả những đinh ốc lần này tới lần khác, siết chặt chúng ngay nếu chúng không chắc chắn. Giữ dòng dầu thủy lực sạch sẽ và ngăn chặn bẩn hoàn toàn khỏi xi lanh để tránh xa hư hỏng cho xi lanh và piston. Tất cả phần cao su nên được dự trữ sẵn như kèm theo sau: - Số lượng của chúng phụ thuộc vào thời gian xếp hàng vào kho và mới và cũ, luôn sử dụng lâu nhất lần đầu. - Lượng cao su dự trữ ở trong phòng tối và khô ráo trong vị trí hồi phục. Không cất giữ chúng ngoài trời. Những cao su này không thể bị cong hoặc nén. Tốt hơn là đặt chúng trên bề mặt phẳng ở trong những hộp gỗ. Vòng chữ O không cho phép treo trên đống gỗ. - Cao su dự trữ tránh xa ăn mòn thông thường, mô tơ điện và thiết bị cao thế để tránh xa khí ozon sản phẩm packer để ăn mòn cao su. 2.2.4.2 Thay thế packer Packer là một phần chìa khóa đóng vai trò bịt kín giếng. Đôi khi nó bị hỏng hóc nghiêm trọng, nó không thể bịt kín giếng. Thay thế packer đúng lúc nếu nó hư hỏng nghiêm trọng. Packer nên được thay thế hỗ trợ cơ bản. Nếu packer được thay thế trong công trường giếng, nó nên được vận hành như sau: - Tháo bỏ kết nối giữa nắp và phần khung dưới khi không có dụng cụ khoan trong lỗ, nâng nắp lên, bắt vít bu lông nâng trong packer, sau đó nâng phần packer cũ ra bằng cáp và thay thế nó bằng một cái mới. Nắp đặt nắp và bắt vít đai ốc. - Việc kiểm tra áp suất nên thực hiện lần nữa để kiểm tra đặc tính bịt kín của packer. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 65 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Nếu có dụng cụ khoan trong lỗ, packer mới nên mở cắt lần đầu tiên với dao taro (với sự trợ giúp của thanh kẹp, nước xà phòng để bôi trơn lưỡi dao) (hình 2.2.9). Bề mặt cắt nên trơn, sau đó nâng nắp lên. Giống như thế, packer cũ nên được nâng lên bằng dây thừng và cắt mở nó ra,thay thế nó bằng một cái mới. - Những cao su xù xì của packer mới nên được loại bỏ và bôi trơn với MnS2 trên bề mặt tiếp xúc giữa nắp và packer. Hình 2.2.9. Thay thế packer khi dụng cụ khoan ở trong giếng 2.2.4.3 Bảo dưỡng và thay thế A. BOP vành xuyến với packer hình cầu (Hình 2.2.10 sự thể hiện phần khuất của đối áp vành xuyến) Tiến hành cố định nắp, vòng chuyển tiếp và piston: - Tháo vít hai nút ống khỏi đóng (phần thấp hơn) lỗ và mở (phần cao hơn) lỗ trên phần khung, để dầu dư ra ngoài, và sau đó tháo bỏ đinh tán, đai ốc mà nối nắp và phần khung, sau đó đưa chúng ra khỏi nắp với dụng cụ nâng. - Nếu BOP được kết nối bằng nêm đinh vít số 2 nên được tháo rời đầu tiên cùng với việc tháo đinh vít số 1 để đẩy vòng cặp 4, sau đó dùng thanh vát để tháo đai ốc 5 (hình 2.2.11 sự biểu hiện phần khuất của BOP vành xuyến loại FH 35-70/105). Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 66 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Bắt vít bu lông nâng ở trong packer và nâng nó ra ngoài bằng dây cáp. - Kéo vòng đỡ từ từ với dụng cụ nâng. - Sử dụng bơm dầu hoặc thấm dầu bằng vải cotton khỏi phần khung. - Nâng piston từ từ bằng dụng cụ nâng. Kiểm tra và bảo dưỡng sau khi cố định: - Piston: nó nên được sửa chữa và thay thế nếu đường kính bên ngoài hoặc đường kính bên trong cúa piston là bị mòn 0.5mm hơn giới hạn thông số cho phép. Vòng bạc nên được thay thế nếu đường kính bên ngoài của nó mòn vượt quá thông số giới hạn ban đầu. - Vòng đệm và rãnh bịt kín: kiểm tra vòng đệm và rãnh bịt kín. Chúng nên được thay thế với giấy mài hoặc đá mài dầu nếu có bất kỳ chỗ rỗ nào. - Bề mặt trong của nắp: kiểm tra bề mặt bịt kín bên trong giữa bề mặt bên trong của nắp và packer, sửa chữa chúng với giấy mài hoặc đá mài dầu nếu ma sát cạn. Nó nên được sửa chữa hoặc thay thế theo SY/T6160 nếu có sự sai sót như mòn nghiêm trọng, gãy hoặc lỗ rỗ. - Packer: bên trong lỗ và bề mặt hình cầu của thiết bị đóng hình cầu với bất kỳ sự biến dạng nghiêm trọng nào, gãy, phá vỡ và sự biến dạng của gờ đỡ và sự lão hóa của packer không được phép. - Vòng bịt kín: đầu tiên kiểm tra vành của nó. Vòng bịt kín nên được thay thế nếu nó có bất kỳ sự hư hỏng, mài mòn hoặc biến dạng. - Phần khung chứa packer: nên được thay thế nếu đường kính bên trong hoặc bên ngoài của phần bịt kín của nó mài mòn 0.5mm nhiều hơn thông số giới hạn. Vòng bạc nên được thay thế nếu đường kính ngoài của nó bị mài mòn vượt quá giới hạn ban đầu. - Rãnh vòng đệm kín: kiểm tra rãnh vòng đệm kín của mặt bích, bất kỳ khuyết tật mà ảnh hưởng đến đặc tính bịt kín là không được phép. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 67 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 1 18 6 2 17 5 12 13 11 4 14 10 14 3 8 9 19 1 15 16 Hình 2.2.10. Sự thể hiện phần khuất của BOP vạn năng (với packer hình cầu) Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 68 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Bảng 2.2 2. Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến (Packer hình cầu) Số thứ tự Bộ phận Số lượng Model FH18-35 FH28-35 FH28-35/70 FH35-35 FH35-35/70 1 Khung dưới 1 FH1835-02 FH2835.0 3-00 FH2835/70. 01-00 FH3535.04-00 FW1305-17 2 Nắp 1 FH1835-03 FH2835- 05 FH2835-05 FH3535-03A FW1305-05A 3 Piston 1 FH1835-18 FH2835- 14 FH2835-14 FW1305-12A FW1305-12A 4 Vòng kẹp 1 Fh1835-10 FH2835- 14 FH2835-11 FW1305-10A FW1305-10A 5 Packer 1 FH1835-06- 00 FH2835- 11 FH2835.09- 00 FW1305.06- 00A FW1305.06- 00A 6 Chốt 24 FH1835-08 FH2835.0 9-00 FH2835-04 FW1305-04 FW1305-04 7 Mũ đai ốc 24 FH1835-07 FH2835- 04 FH2835-07 FW1305-03 FW1305-03 8 Bịt kín piston I.D 2 FH1835-14 FH1835-15 FH2835- 18 FH2835- 19 FH2835-18 FH2835-19 FW1305.13- 00 FW-1305.13- 00 9 Vòng bạc 1 FH1835-16 FH2835- 23 FH2835-23 FW1305-14 FW1305-14 10 Bịt kín piston O.D 2 FH1835-19 FH1835-20 FH2835- 20 FH2835- 21 FH2835-20 FH2835-21 FW1305.16- 00 FW1305.16- 00 11 Bịt kín vòng nối tiếp I.D 2 FH1835-12 FH1835-13 FH2835- 15 FH2835- 16 FH2835-15 FH2835-16 FW1305.11- 00 FW1305.11- 00 12 Vòng bịt kín “O” 1 FH1835-11 FH2835- 12 FH2835-12 FW1305-09 FW1305-09 13 Vòng bịt kín “O” 1 FH1835-09 FH2835- 10 FH2835-10 FW1305-07 FW1305-07 14 Vòng bạc 2 FH1835-17 FH2835- 17 FH2835-17 FW1305-15 FW1305-15 15 Đoạn nối 2 … FH2835- 13 FH2835-13 … … 16 Nút trám ống dẫn Z1 2 FH2835-22 FH2835- 22 FH2835-22 FH2835-22 FH2835-22 17 Tháo ra 4 Tháo ra 6.8 Tháo ra 6.8 Tháo ra 9 Tháo ra 9 18 Vòng bịt kín “O” 24 … … 85×5.7 85×5.7 19 Vòng bịt kín “O” 1 … … FW1305-08 FW1305-08 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 69 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 B. BOP vành xuyến với packer hình nêm (Hình 2.2.11 sự biểu hiện phần khuất của BOP vành xuyến) Hình 2.2.11. Đối áp vạn năng loại FH35-70/105 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 70 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Bảng 2.2.3. Danh sách các bộ phận của BOP vành xuyến loại FH35 Thứ tự Miêu tả Số lượng Ký hiệu 1 Đinh ốc tháo rời 12 FH3570-19 2 Bu long 12 FH3570-03 3 Đinh tán 12 FH3570-02 4 Vòng cặp 1 FH3570-01 5 Chêm 12 FH3570-05 6 Nắp 1 FH3570-06 7 Đinh ốc M12×30 12 GB70-76 8 Bộ phận đóng 1 FH3570-07 9 Vòng bịt kín kết hợp 1 FH3570-09 10 Vòng bịt kín chữ “O” 1 FH3570-08 11 Vòng bịt kín kết hợp 2 FH3570-11-0 12 Vòng chắn dung dịch 1 FH3570-10 13 Bạc 2 FH3570-15 14 Vòng bịt kín kết hợp 2 FH3570-14-0 15 Đinh ốc M36×80 8 (12.9 class) 16 Giá đỡ 4 FH3570-04 17 Tháo ra 4 JB8112-1999 Tiến hành cố định nắp và piston: - Đầu tiên tháo vít hai nút ống khỏi đóng (phần thấp hơn) lỗ và mở (phần cao hơn) lỗ trong phần khung chứa packer, có định đai ốc 20 và đỉnh kẹp nắp 21, tháo bu lông đỡ 17 và bu lông kẹp, và nâng nắp với dụng cụ nâng. - Bắt vít bu lông nâng ở phía bên trong packer, và đưa nó ra ngoài bằng cáp. - Sử dụng bơm dầu hoặc vải cotton để thấm dầu ra khỏi phần khung chứa packer. - Nâng piston từ từ bằng dụng cụ nâng. - Cố định bu lông 9 với 13 bằng cách vặn xiết chặt (S = 10, S = 14). - Đưa ống lót 11 bên ngoài và ống lót 14 bên trong ra. Kiểm tra và bảo dưỡng sau khi tháo rời: Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 71 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 - Bề mặt hình nó bên trong của piston: Kiểm tra bề mặt bịt kín giữa bề mặt hình nón bên trong của piston và packer, sửa chữa chúng bằng giấy mài mòn hoặc đá dầu đối với những vết khía không sâu. Nên được sửa chữa hoặc thay thế theo tiêu chuẩn SY/T6160 nếu có những khuyết tật như mòn nghiêm trọng, gãy hoặc lỗ rỗ. - Kiểm tra đĩa mài mòn được lắp đặt trong nắp. Nó nên được thay thế đúng lúc khi nó bị mài mòn nghiêm trọng. - Rãnh bịt kín: kiểm tra rãnh bịt kín. Nó nên được sửa chữa bằng giấy mài mòn hoặc đá dầu nếu có bất kỳ lỗ rỗ nào. - Những bộ phận khác giống BOP vành xuyến ở mục 7.3.1 với packer hình cầu. Lắp ráp BOP vành xuyến Nên thực hiện một cách phù hợp với nhau với việc tiến hành cẩn trọng việc tháo lắp 7.3.1 hoặc 7.3.2 nhưng chú ý những điều sau: - Những vùng xù xì và những gờ mỏm trên các phần nên được loại bỏ để đảm bảo gờ của vòng bịt kín không bị vết khía. Giữ các bộ phận sạch sẽ. - Nâng và lắp ráp các phần từ từ và làm trơn để ngăn chặn sự bịt các bộ phận hoặc hỏng hóc vòng bịt kín và ngăn bẩn xâm nhập vào bề mặt bịt kín. - Bôi trơn bu lông bề mặt của vòng bịt kín, bên trong và bên ngoài bề mặt của vòng bịt kín của bộ phận kết nối để dễ dàng lắp ráp. - Chú ý hướng của vòng bịt kín, mở miệng nên hướng về hướng của áp suất giếng. - Để vòng bạc đi qua lỗ dầu bôi trơn để đảm bảo nó không bị hỏng. - Đai ốc M27 của BOP loại F35-70/105 (hình 2.2.11, số 2) phải được lắp ráp xuống bên dưới ứng suất tập trung. Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất SV: Nguyễn Điển Chi 72 Lớp: Thiết bị dầu khí – K51 Hình 2.2.