Phân tích hạ thủy khối chân đế

VIỆN XÂY DỰNG CÔNG TRÌNH BIỂN CÔNG TY TNHH DV CK HÀNG HẢI

TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HẠ THỦY KHỐI CHÂN ĐẾ CHIM SÁO

LỜI CẢM ƠN

Đồ án Tốt nghiệp được xem như là một trong những nội dung quan trọng nhất của
quá trình đào tạo Đại học. Đây là cơ hội để mỗi sinh viên áp dụng kiến thức tích lũy được
trong những năm theo học ở Trường, làm quen với công việc của một người kỹ sư sau
khi tốt nghiệp và đặc biệt là nâng cao tính thực tế của chương trình đào tạo Đại học.
Xuất phát từ các mục tiêu trên, em đã quyết định làm Đồ án Tốt nghiệp tại Công
tyTNHH Dịch vụ Cơ khí Hàng Hải (PTSC M&C) với đề tài là “Tính toán phân tích hạ
thủy khối chân đế Chim Sáo”- một dự án đang triển khai thi công trên bãi lắp của PTSC
M&C.
Hoàn thành Đồ án Tốt nghiệp “Tính toán phân tích hạ thủy khối chân đế Chim
Sáo” không chỉ có sự cố gắng của riêng bản thân em, mà đồng thời, rất quan trọng là nhờ
sự giảng dạy và hướng dẫn tận tình của các Thầy Cô giáo thuộc Trường Đại học Xây
dựng và của các Anh Chị kỹ sư thuộc Công ty TNHH Dịch vụ Cơ khí Hàng Hải trong
thời gian thực hiện Đồ án và những năm theo học tại Trường.
Đầu tiên em xin gửi lời biết ơn chân thành tới các anh chị trong phòng Thiết kế
PTSC M&C. Được làm đồ án tốt nghiệp tại phòng thiết kế PTSC M&C là được làm việc
trong môi trường chịu áp lực cao, giúp em nâng cao không chỉ những kiến thức chuyên
môn phục vụ làm đồ án mà còn cả những kiến thức xã hội, cũng như về tác phong làm
việc nơi công sở. Qua đây em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc đến:
THS Bùi Hoàng Điệp – Phó giám đốc PTSC M&C
THS Nguyễn Anh Dũng – Phó phòng thiết kế PTSC M&C
KS Nguyễn Xuân Minh – Kỹ sư phòng thiết kế PTSC M&C
Các anh là những người đã trực tiếp hướng dẫn cũng như giúp đỡ em rất nhiều
trong thời gian làm đồ án.
Sự kỳ vọng của các Thầy Cô giáo trong Viện Xây dựng Công trình Biển là động
lực lớn để em hoàn thành nhiệm vụ của mình. Em xin dành lời biết ơn sâu sắc tới các
Thầy Cô vì sự quan tâm thường xuyên, sự tận tình trong suốt quá trình giảng dạy và
những lời động viên liên tục trong thời gian làm Đồ án vừa qua. Đặc biệt, em xin gửi lời
cảm ơn chân thành đến PGS.TSĐinh Quang Cường- Viện trưởng Viện Xây dựng Công
trình biển, TS Nguyễn Quốc Hòa- Phó Viện trưởng Viện Xây dựng Công trình biển. Các
thầy là những người đã trực tiếp dìu dắt, giúp đỡ em trong thời gian học tập tại Viện.
Cuối cùng, em xin gửi lời cảm ơn đến các Anh Chị công nhân viên trong Công ty
Dịch vụ Cơ khí Hàng Hải thuộc Phòng Thiết kế, Phòng kế hoạch, Phòng An toàn - Chất

CBHD: THS. BÙI HOÀNG ĐIỆP TRANG

SVTH: NGUYỄN MẠNH TUẤN – 10166.50 – LỚP 50CB1 1 (166)



lượng, Tổ Bảo vệ, ... và những người bạn đã giúp đỡ em trong thời gian thực hiện Đồ án
Tốt nghiệp vừa qua.
Trong quá trình làm Đồ án, dù rằng em đã thực sự cố gắng và nhận được sự hướng
dẫn nhiệt tình của THS. Bùi Hoàng Điệp và các kỹ sư thuộc phòng thiết kế, các kỹ sư
thuộc ban dự án Chim Sáo, tuy nhiên do kiến thức chuyên môn cũng như kinh nghiệm
thực tế còn hạn chế nên em không tránh khỏi những thiếu sót trong Đồ án tốt nghiệp của
mình.Vì vậy em rất mong nhận được sự chỉ dẫn của các Thầy Cô.
Em xin chân thành cảm ơn!

Vũng Tàu, ngày 31 tháng 12 năm 2009
Sinh viên thực hiện

Nguyễn Mạnh Tuấn





MỤC LỤC

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
TÌM HIỂU VỀ QUY HOẠCH CÁC MỎ DẦU KHÍ CỦA VIỆT NAM .......................... 6
1.1. Mở đầu ................................................................................................................. 6
1.2. Quá trình phát triển của ngành công nghiệp khai thác dầu khí ở Việt Nam ............ 6
1.3. Các bể trầm tích ở Việt Nam ................................................................................. 8
1.4. Quy hoạch các mỏ dầu khí tại Việt Nam ............................................................. 13
CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU VỀ ĐỀ TÀI TỐT NGHIỆP ................................................ 31
“TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HẠ THỦY KHỐI CHÂN ĐẾ CHIM SÁO”.......................... 31
2.1. Mở đầu ............................................................................................................... 31
2.2. Các nội dung cần thực hiện trong đề tài............................................................... 31
CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU VỀ DỰ ÁN CHIM SÁO .................................................... 33
CHƯƠNG 4: MẶT BẰNG VÀ ĐIỀU KIỆN THI CÔNG HẠ THỦY KHỐI CHÂN ĐẾ
CHIM SÁO CỦA CÔNG TY PTSC M&C .................................................................... 40
4.1. Bố trí mặt bằng ................................................................................................... 40
4.2. Điều kiện khí hậu, thủy hải văn ở cảng................................................................ 42
4.2.1. Chế độ gió .................................................................................................... 42
4.2.2. Chế độ mưa .................................................................................................. 42
4.2.3. Độ ẩm không khí ......................................................................................... 42
4.2.4. Nhiệt độ không khí. ...................................................................................... 43
4.2.5. Khí tượng thủy văn biển ............................................................................... 44
4.3. Điều kiện địa chất ............................................................................................... 44
4.4. Cầu cảng ............................................................................................................. 49
CHƯƠNG 5: QUY TRÌNH HẠ THỦY KHỐI CHÂN ĐẾ CHIM SÁO........................ 53
5.1. Giới thiệu ............................................................................................................ 53
5.2. Thiết bị phục vụ công tác hạ thủy........................................................................ 54
5.3. Quy trình hạ thủy ................................................................................................ 61
5.3.1. Công tác chuẩn bị ......................................................................................... 61
5.3.2. Quy trình hạ thủy ......................................................................................... 63
5.3.3. Công tác quản lý an toàn trong quá trình hạ thủy .......................................... 63





CHƯƠNG 6: PHÂN TÍCH VÀ TÍNH TOÁN SỐ LIỆU ĐẦU VÀO ............................. 65
6.1. Đánh giá và xử lý số liệu địa chất........................................................................ 65
6.1.1. Số liệu địa chất ............................................................................................. 65
6.1.2. Đánh giá và xử lý số liệu địa chất ................................................................. 65
6.2. Mô hình hóa kết cấu và phương pháp phân tích, tính toán ................................... 67
6.2.1. Giới thiệu ..................................................................................................... 67
6.2.2. Tiêu chuẩn và phần mềm tính toán ............................................................... 67
6.2.3. Phần tử Gap ................................................................................................. 68
CHƯƠNG 7: THIẾT KẾ VÀ TÍNH TOÁN HẠ THỦY KHỐI CHÂN ĐẾ CHIM SÁO 77
7.1. Kiểm tra kết cấu khối chân đế trong quá trình hạ thủy......................................... 77
7.1.1. Phân tích quá trình hạ thủy và các trường hợp tải trọng ................................ 77
7.1.2. Kết quả tính toán .......................................................................................... 97
7.2. Thiết kế đường trượt trên bãi lắp ráp ................................................................. 102
7.2.1. Mục đích .................................................................................................... 102
7.2.2. Thiết kế đường trượt .................................................................................. 102
7.2.3. Tính toán kiểm tra ...................................................................................... 103
7.3. Thiết kế đường trượt trên cầu cảng.................................................................... 107
7.3.1. Mục đích .................................................................................................... 107
7.3.2. Thiết kế đường trượt .................................................................................. 107
7.4. Kiểm tra ổn định trượt cho mái dốc cầu cảng .................................................... 119
7.4.1. Mục đích .................................................................................................... 119
7.4.2. Lý thuyết tính toán ..................................................................................... 119
7.5. Thiết kế và bố trí hệ thống kéo trượt ................................................................. 126
7.5.1. Lựa chọn thiết bị kéo .................................................................................. 126
7.4.2. Bố trí hệ thống kéo trượt ............................................................................ 127
7.4.3. Thiết kế bệ đẩy phát động .......................................................................... 128
7.6. Tính toán neo giữ sà lan .................................................................................... 139





7.7. Tính toán ổn định sà lan trong quá trình hạ thủy................................................ 143
7.7.1. Đặt vấn đề .................................................................................................. 143
7.7.2. Thông số sà lan .......................................................................................... 145
7.7.3. Điều kiện ổn định ....................................................................................... 146
7.7.4. Tính toán dằn nước cho sà lan .................................................................... 146
KẾT LUẬN ................................................................................................................. 164
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................... 165





CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

TÌM HIỂU VỀ QUY HOẠCH CÁC MỎ DẦU KHÍ CỦA VIỆT NAM

1.1. Mở đầu

Dầu mỏ và khí thiên nhiên là khoáng sản quý hiếm, không tái tạo, là nguồn năng
lượng và nguyên liệu quan trọng của đất nước. Từ một ngành công nghiệp non trẻ, với
tiềm lực khởi đầu hạn chế cả về vốn lẫn cơ sở vật chất, kỹ thuật và nhất là con người,
ngày hôm nay, với việc triển khai mạnh mẽ các dự án trọng điểm Nhà nước trong lĩnh
vực khí, chế biến dầu khí và hóa dầu đã thực sự hình thành một ngành công nghiệp dầu
khí hoàn chỉnh từ thăm dò đến khai thác, chế biến và phân phối các sản phẩm dầu khí
thương mại, tài chính và dịch vụ dầu khí…, đang phát triển ổn định và đạt được những
kết quả đáng khích lệ trên tất cả các lĩnh vực hoạt động.
Trong lĩnh vực thăm dò và khai thác, đã xác định và chính xác hóa cấu trúc địa
chất, tiềm năng dầu khí các bể trầm tích quan trọng của đất nước như: Sông Hồng, Phú
Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu và Tư Chính - Vũng Mây; Đã đánh
giá được nguồn tài nguyên dầu khí của Việt Nam khoảng 4,0 – 4,5 tỷ m3 quy dầu. Trên
70 mỏ/ cấu tạo đã được phát hiện có chứa dầu khí với nguồn trữ lượng đã phát hiện đạt
khoảng 1,25 tỷ m3 quy dầu. Một loạt các mỏ dầu khí đạt giá trị thương mại đã được thẩm
lượng và khẳng định như: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư Tử
Đen, Sư Tử Vàng, Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây, Cái Nước,
Bunga – Kekwa, Kim Long, Ác quỷ, Cá Voi…. Trong số đó, trên 10 mỏ dầu khí đã, đang
được phát triển và khai thác an toàn, sản lượng khai thác liên tục tăng, góp phần quan
trọng đảm bảo nguồn cung cấp năng lượng ổn định cho nền kinh tế quốc dân. Các phát
hiện dầu khí mới đang được tích cực thẩm lượng để có thể sớm đưa vào phát triển và khai
thác trong các năm tới.

1.2. Quá trình phát triển của ngành công nghiệp khai thác dầu khí ở Việt Nam

Tất cả các trữ lượng dầu của các mỏ được phát hiện cho đến thời điểm hiện tại đều
ở thềm lục địa dưới 200m nước. Phát triển và khai thác các mỏ ngoài khơi đòi hỏi sự
nghiên cứu chuyên môn trong thăm dò, thẩm lượng, phát triển và khai thác mỏ. Công
nghiệp khai thác dầu ngoài khơi ở Việt Nam đã được bắt đầu, mở rộng và tăng trưởng
nhanh từ 0,04 triệu tấn/năm (1986) lên 20,34 triệu tấn/năm vào năm 2004. Sau 5 năm
thành lập (1981 – 1986) XNLD Vietsovpetro đã đưa mỏ dầu đầu tiên (mỏ Bạch Hổ) ở bể
Cửu Long thềm lục địa phía nam Việt Nam vào khai thác từ tháng 6/1986, đánh dấu
thành tựu to lớn sự hợp tác giữa Việt Nam và Liên Xô (cũ), mở đầu ngành công nghiệp




khai thác dầu khí trên biển của Việt Nam. Từ năm 1988 sau khi phát hiện và đưa vào khai
thác dầu trong móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam của mỏ Bạch Hổ, sản lượng khai
thác dầu thô hàng năm của XNLD Vietsovpetro nói riêng và của ngành dầu khí nói chung
tăng lên không ngừng. Từ năm 1988 đến 2004 ngoài mỏ Bạch Hổ đã được đưa vào khai
thác từ giai đoạn trước, Tổng công ty dầu khí Việt Nam cùng với các nhà thầu đã phát
triển và đưa vào khai thác nhiều mỏ dầu mới. Sau 18 tháng ký hợp đồng PSC nhà điều
hành BHP đã đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác sớm(10/1994), XNLD Vietsovpetro đưa
mỏ dầu thứ 2 (mỏ Rồng) vào khai thác tháng 12/1994. Mỏ Bunga Kekwa – Cái Nước đưa
vào khai thác tháng 7/1997 là kết quả của sự hợp tác giữa Petrovietnam và Petronas với
nhà điều hành IPC ở vùng thỏa thuận thương mại giữa hai nước Việt Nam và Malaysia.
Tiếp theo nhà thầu JVPC (lô 15-2) đã đưa mỏ Rạng Đông vào khai thác tháng 8/1998 và
cùng năm này Petronas Carigali đã đưa mỏ Hồng Ngọc (lô 01) vào khai thác. Trong
những năm đầu bước sang thiên niên kỉ mới, Công ty điều hành chung Cửu Long JOC đã
phát triển mỏ Sư Tử Đen và đưa vào khai thác tháng 10/2003, đánh dấu sự thành công
của hình thức hợp đồng JOC đầu tiên ở Việt Nam.

Hình 1.1: Quy mô trữ lượng các mỏ dầu Việt Nam.





Hình 1.2: Phân bố các mỏ khí theo quy mô trữ lượng.

1.3. Các bể trầm tích ở Việt Nam

Kết quả tìm kiếm thăm dò trong thời gian qua đã xác định được các bể trầm tích
có triển vọng dầu khí: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay – Thổ
Chu, Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa, trong đó các bể: Cửu
Long, Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu và Sông Hồng gồm cả đất liền (miền võng Hà
Nội) đã phát hiện và đang khai thác dầu khí:
 Bể Cửu Long: Bể nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía nam Việt Nam và một phần
đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vồng ra phía biển và nằm
dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bể Cửu Long được xem là bể trầm tích khép
kín điển hình của Việt Nam, chủ yếu phát hiện dầu, trong đó các mỏ đang khai thác gồm
Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các mỏ đang chuẩn
bị phát triển như Sư Tử Trắng.
 Bể Nam Côn Sơn: Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000 km2, nằm trong
khoảng giữa 6o00’ đến 9o45’ vĩ độ Bắc và 106o00’ đến 109o00’ kinh độ Đông. Độ sâu
nước biển trong phạm vi bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1000m ở
phía Đông. Ở bể này phát hiện cả dầu và khí (tỷ lệ phát hiện khí, khí – condensate cao
hơn) trong đó có hai mỏ đang khai thác là mỏ dầu Đại Hùng và mỏ khí Lan Tây – Lan
Đỏ, ngoài ra còn một số mỏ khí đang phát triển (Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây, Hải
Thạch…).





 Bể Sông Hồng: Bể Sông Hồng nằm trong khoảng 105o30’ đến 110o30’ kinh độ
Đông, 14o30’ đến 21o00’ vĩ độ Bắc. Về địa lý, bể Sông Hồng có một phần diện tích nhỏ
nằm trên đất liền thuộc đồng bằng Sông Hồng, còn phần lớn diện tích thuộc vùng biển
Vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng Ninh đến Bình Định. Ở bể này
chủ yếu phát hiện khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải “C” ở đồng bằng sông Hồng (miền võng
Hà Nội) đang được khai thác và một số phát hiện khác ở ngoài khơi vịnh Bắc Bộ.
 Bể Malay – Thổ Chu: Bể nằm ở Vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam
Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển
Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia. Ở bể này phát hiện cả dầu và khí trong
đó các mỏ dầu – khí: Bunga Kekwa – Cái Nước, Bunga – Raya, Bunga Seroja ở vùng
chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia đang được khai thác.





Hình 1.3: Các bể trầm tích ở Việt Nam.





Hình 1.4: Bản đồ quy hoạch các lô dầu- khí ở Việt Nam





Hình 1.5: Sơ đồ phân bố các mỏ dầu khí ở Việt Nam.




1.4. Quy hoạch các mỏ dầu khí tại Việt Nam
Hiện nay thềm lục địa Việt Nam được quy hoạch thành các lô (block) dưới sự
quản lý của các nhà thầu khác nhau, cụ thể như sau:
 Lô 15.2:Lô này do JVPC (Nhật Bản) là nhà điều hành chính, trong đó JVPC góp
46.5% vốn, Conoco Phillip (Mỹ) góp 36% vốn và PVEP (Việt Nam) góp vốn 17.5%.

Lô 15-2

Hình 1.6: Vị trí Lô 15-2.
Trong quá trình thăm dò khảo sát, các nhà thầu đã áp dụng phương pháp địa chấn
3D trên diện tích 9840 km2, khoan 18 giếng thăm dò và thẩm định. Hiện nay tại lô 15-2
có mỏ Rạng Đông đang được khai thác với công suất xấp xỉ 60000 thùng/ngày. Trữ
lượng mỏ được đánh giá khoảng 400 triệu thùng dầu và 250 tỷ ft3 gas. Các công trình
đang hoạt động trên mỏ bao gồm 04 giàn quản lý đầu giếng (N1, S1, E1, C1), 01 FPSO
(RD1), 26 giếng sản xuất và 07 đường ống bơm nước ép vỉa.





Ngoài ra tại lô 15-2 còn có mỏ Phương Đông ở phía Đông Bắc mỏ Rạng Đông
mới được phát hiện và đưa vào khai thác tháng 08/2008. Mỏ có trữ lượng khoảng 4.98
triệu tấn dầu, 0.73 triệu tấn condensate và3.16 tỷ m3 khí.

Hình 1.7: Các công trình đang hoạt động tại mỏ Rạng Đông.
 Lô 15-2/01: Lô này do Thăng Long JOC là nhà điều hành chính, trong đó
Talisman Energy (Canada) góp 80% vốn và PVEP (Việt Nam) góp 20% vốn.

Hình 1.8: Các mỏ trong lô 15-2/01





Ngoài các mỏ trên còn có các mỏ mới được phát hiện như mỏ Hải Sư Trắng (phát
hiện tháng 01/2007), được đánh giá có thể cho 15000 thùng dầu/ngày và mỏ Hải Sư Đen
(phát hiện tháng 10/2007), được đánh giá có thể cho 21000 thùng dầu một ngày. Việc
phát hiện ra hai mỏ Hải Sư Trắng -1X và Hải Sư Đen -1X chỉ 18 tháng sau khi thành lập
đã đưa Thăng Long JOC trở thành một trong những công ty thành công nhất trong lĩnh
vực thăm dò dầu khí. Dự kiến các mỏ trên sẽ được đưa vào khai thác năm 2011.

 Lô 01 và 02: Lô này do Petronas Carigali Vietnam – PC(V)SB là nhà điều hành
chính, trong đó PC(V)SB góp 85% vốn và PVEP góp 15% vốn.

Lô
01&02

Hình 1.9: Vị trí lô 01-02 và khu vực mỏ
Tại các lô này, các nhà thầu đã tiến hành phương pháp địa chấn 2D trên chiều dài
12500 km và phương pháp địa chấn 3D trên diện tích 2170 km2, khoan 15 giếng thăm dò
và thẩm định tại các mỏ Ruby, Diamond, Emerald, Pearl, Topaz, Jade.





Trữ lượng của mỏ Ruby được đánh giá xấp xỉ 130 triệu thùng dầu và 500 ft3 khí.
Mỏ Ruby bắt đầu đi vào khai thác năm 1998 với 01 dàn quản lý đầu giếng (Ruby A) và
năm 2005 được bổ sung thêm dàn quản lý đầu giếng thứ hai (Ruby B). Hiện nay mỏ
Ruby có 19 giếng đang hoạt động, với công suất 15000 thùng dầu/ngày.

Hình 1.10: Các công trình đang hoạt động tại lô 01 và 02.
 Lô 15-1: Lô này do Cửu Long JOC điều hành, trong đó PVEP góp 50 % vốn,
Conoco Phillip góp 23.25%, KNOC góp 14.25%, SK góp 9% và Geopetrol góp 3.5%.

Hình 1.11: Lô 15-1 và các khu vực mỏ





Tại lô này, các nhà thầu đã tiến hành phương pháp địa chấn 2D trên chiều dài 1670
km và phương pháp địa chấn 3D trên diện tích 770 km2, khoan 16 giếng thăm dò và thẩm
định tại các mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu. Mỏ Sư Tử Trắng và
Sư Tử Vàng được đánh giá trữ lượng khoảng 1630 triệu thùng dầu và 440 triệu thùng khí
hóa lỏng.
Mỏ Sư Tử Đen Tây Nam bắt đầu sản xuất quý 4/2003 với 01 dàn quản lý đầu
giếng và 01 FPSO, hiện tại cho công suất 65000 thùng/ngày với 09 giếng sản xuất và 05
đường ống bơm nước ép vỉa. Mỏ Sư Tử Vàng bắt đầu sản xuất năm 2008 và dự tính mỏ
Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng sẽ đạt đỉnh 150000 thùng/ngày năm 2010.

Hình 1.12: Các công trình đang hoạt động tại mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng

 Lô 09-1: Lô này do XNLD Vietsovpetro khai thác với 02 mỏ là mỏ Bạch Hổ và
mỏ Rồng.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ lớn nhất Việt Nam. Công tác tìm kiếm dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
bắt đầu từ những năm đầu của thập niên 80 thế kỷ trước. Tháng 5/1984, tàu khoan
Mikhain Mirchin phát hiện thấy dầu trong tầng Miocen tại giếng số 5 mỏ Bạch Hổ. Ngày
06/11/1984, chân đế giàn khoan cố định đầu tiên của ngành dầu khí Việt Nam được hạ
thủy và sau đó giàn khoan cố định (MSP-1) được hoàn thành xây lắp. Ngày 26/6/1986 từ
giàn khoan này khai thác tấn dầu đầu tiên tại mỏ Bạch Hổ.
Tại giếng khoan BH-6 ngày 11/5/1987 đã phát hiện tầng dầu trong đá móng có
tuổi trước Kainozoi và sau đó tại giếng khoan No-1(MSP-1) đã khẳng định điều này với
lưu lượng trên 1000 tấn dầu/ngày. Ngày 06/9/1988 bắt đầu khai thác dầu từ tầng móng





mỏ Bạch Hổ mở ra một triển vọng mới không những tăng đáng kể sản lượng khai thác ở
mỏ Bạch Hổ mà còn thay đổi rất lớn về đối tượng tìm kiếm và khai thác dầu khí truyền
thống ở bể Cửu Long nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung.

Hình 1.13: Sơ đồ xây dựng mỏ Bạch Hổ





Hình 1.14: Tàu khoan Mikhain Mirchinphát hiện thấy dầu
trong tầng Miocen tại giếng số 5 mỏ Bạch Hổ

Hình 1.15: Xây lắp dàn khoan đầu tiên tại mỏ Bạch Hổ





Để phục vụ cho khoan thăm dò và khai thác dầu khí ngoài biển ở mỏ Bạch Hổ, xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã xây dựng nhiều giàn khoan biển. Hiện nay có hệ
thống các giàn như sau:
+ 10 giàn MSP (MSP 1; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11).
+ 09 giàn nhẹ BK (BK 1; 2; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9)
+ Cụm giàn công nghệ trung tâm CPP-2 (giàn CPP-2, PPD 40000, giàn nhà
ở, giàn nén khí trung tâm CCP, giàn ống đứng, chân đế ngọn đuốc, các
chân đế trung gian, các cầu dẫn)
+ Cụm giàn công nghệ trung tâm CPP-3 (giàn CPP-3,PPD30000, giàn nhà ở,
chân đế ngọn đuốc, các cầu dẫn)
+ Giàn nén nhỏ CGCS
+ 03 trạm rót dầu không bến Chí linh, Ba vì, Vietsovpetro 01; 04 phao neo
UBN
+ 02 giàn ống đứng RB.
+ 01 trạm nén nhỏ MKS.

Hình 1.16: Giàn công nghệ trung tâm mỏ Bạch Hổ.





Hình 1.17: Giàn nén khí trung tâm mỏ Bạch Hổ

Còn tại mỏ Rồng, dòng dầu công nghiệp đầu tiên từ Mioxen hạ nhận được tại đây
vào tháng 7 năm 1985 tại giếng khoan thăm dò R1. Từ năm 1985 đến nay trên diện tích
mỏ Rồng đã tiến hành thực hiện khoan thêm nhiều các giếng khoan thăm dò và khai thác,
dầu được phát hiện tại Mioxen hạ, Oligoxen thượng, Oligoxen hạ đồng thời phát hiện
được ở tầng móng. Khai thác dầu trên mỏ Rồng được tiến hành từ tháng 12 năm 1994.
Khu vực Nam của Trung tâm Rồng (RC5), theo báo cáo “Chính xác hoá sơ đồ tổng thể
phát triển mỏ Rồng năm 2005” khai thác không hiệu quả. Nhưng hiện tại với kết quả
thăm dò giếng DR15, DR17 thiết kế khai thác khu vực này được tính toán lại, hoàn thành
tháng 06/2008. Khi đưa khu vực này vào khai thác, tổng tiềm năng khí của mỏ sẽ tăng
thêm.
Các công trình xây dựng theo qui hoạch phát triển mỏ Rồng:
+ Khu vực Trung tâm Rồng: Một giàn cố định (MSP) RP1 theo thiết kế 16716, đưa
vào vận hành từ năm 1992. Dự kiến khu vực Nam trung tâm Rồng sẽ xây dựng một giàn
nhẹ (BK) RC5 đưa vào khai thác đầu năm 2010.
+ Khu vực Đông Rồng: Đang tiến hành xây dựng giàn RP2 theo thiết kế 16716. Dự
kiến quí II năm 2009 sẽ đưa giàn vào hoạt động.
+ Khu vực Nam Rồng: Dự kiến sẽ xây dựng một giàn nhẹ RC4.





+ Khu vực Đông bắc Rồng (RC1): Một cụm chân đế kiểu I của giàn nhẹ RC1, dùng
làm gối đỡ cho các cầu nối. Các vách ngăn chân đế được hoán cải lại sao cho có thể gắn
được các ống dẫn hướng dùng để đóng sáu cột ngăn cách nước.Dự kiến sẽ hoàn thành xây
dựng một giàn nhẹ (BK) RC quí VI năm 2009. Dự kiến đưa các giếng khai thác của RC1
& RC3 và cung cấp khí vào khoảng quí I năm 2010.
+ Khu vực Đồi Mồi: Dự kiến sẽ xây sẽ xây dựng một giàn nhẹ RC-DM.

Hình 1.18: Sơ đồ công nghệ xây dựng và phát triển mỏ Rồng & Đồi Mồi.





 Lô 09-2: Lô này được điều hành bởi Hoàn Vũ JOC, trong đó PVEP góp 50% vốn,
SOCO góp 25% và PTTEP góp 25%.
Tại lô này các nhà thầu đã tiến hành thăm dò, khảo sát trên chiều dài 600km theo
phương pháp 2D và trên diện tích 835 km2 theo phương pháp 3D, khoan 04 giếng thăm dò
(03 giếng tại mỏ Cá Ngừ Vàng và 01 giếng tại mỏ Cá Ông Đôi).
Mỏ Cá Ngừ Vàng được phát hiện tháng 10/2002, được thẩm lượng và chính thức
công bố thương mại tháng 4/2006.Ngày 12/12/2006, kế hoạch phát triển mỏ Cá Ngừ Vàng
đã được phê duyệt. Đây là dự án đầu tiên sử dụng các phương tiện hiện có của mỏ Bạch
Hổ nhằm giảm thiểu chi phí đầu tư, tận dụng hiệu quả kinh tế cao nhất.
Hoàn Vũ JOC cho biết, nguồn dầu khí khai tác từ mỏ Cá Ngừ Vàng sẽ được vận
chuyển bằng hệ thống đường ống ngầm dưới biển dài 25km đến các thiết bị xử lý dầu khí
tại mỏ Bạch Hổ. Dầu thô được xử lý và tích chứa rồi sau đó được xuất bán sang các tàu
dầu để vận chuyển đến các nhà máy lọc dầu. Bên cạnh đó, nguồn khí giàu năng lượng
được khai thác từ mỏ cũng sẽ được xử lý ngoài khơi, sau đó vận chuyển đến các trạm khí
trên bờ biển để phân phối cho nhu cầu trong nước về khí thiên nhiên, khí hóa lỏng…
Được đưa vào khai thác tháng 7/2008, ước tính sản lượng khai thác dầu từ mỏ Cá
Ngừ Vàng sẽ từ 10.000 - 20.000 thùng/ngày và sản lượng khí từ 25-50 triệu bộ khối
khí/ngày.

Hình 1.19: Giàn khoan trên mỏ Cá Ngừ Vàng





 Lô 09-3: Lô này được điều hành bởi Vietnam-Russia-Japan (VRJ) JOC, trong đó
Zarubezhneft góp 50% vốn, PVEP góp 35% và Idemitsu góp 15%.
Tại lô này các nhà thầu đã tiến hành khảo sát theo phương pháp địa chấn 3D trên
phạm vi 400 km2 (280 km2 tại mỏ Sói và 120 km2 tại mỏ Đồi Mồi).

 Lô 16-1: Lô này được điều hành bởi Hoàng Long JOC, trong đó PVEP góp 41%
vốn, SOCO góp 28.5%, PTTEP góp 28.5% và Opeco góp 2%.

Lô 16-1

Hình 1.20: Vị trí lô 16-1.

Tại lô này, các nhà thầu đã tiến hành phương pháp địa chấn 2D trên chiều dài
3130 km và phương pháp địa chấn 3D trên diện tích 640 km2 năm 2000, 460km2 phương
pháp địa chấn 3D năm 2004, khoan 04 giếng thăm dò và thẩm định tại các mỏ Ngựa
Trắng, Voi Trắng và Voi Đen nhưng quan trọng nhất là mỏ Tê Giác Trắng ở phía Đông
Bắc lô 16-1.





Việc khoan, thăm dò và tìm kiếm mỏ dầu tại khu vực mỏ Tê Giác Trắng được
tiến hành từ năm 1999 đến 2007, trên khu vực 1679km2, bằng phương pháp địa chấn 3D.
Năm 2003, HLJOC phát hiện lượng dầu và khí tại tầng Mioxen của mỏ Tê Giác Trắng,
khu vực Đông Bắc lô 16.1, bể Cửu Long. Kết quả thử vỉa từ ngày 15-8 đến 21-8-2005 tại
giếng Tê Giác Trắng – 1X, ở độ sâu từ 2640m - 2700m so với mặt nước biển thu được
dòng dầu có lưu lượng ổn định 5900 thùng/ngày. Theo tính toán, lưu lượng lớn nhất có thể
đạt 8500 thùng dầu/ngày. Mỏ Tê Giác Trắng - 1X là giếng đầu tiên mà liên doanh Hoàng
Long phát hiện sau khi khoan tại lô 16.1. Sau thành công đó, HLJOC được tiếp tục đánh
giá trữ lượng và thực hiện các nghiên cứu tiếp theo để thẩm định lượng dầu trong mỏ.
Theo đó, HLJOC đã khoan thân giếng thứ 2 của cấu tạo mỏ Tê Giác Trắng, nằm trong khu
vực lô 15.2-01 ở độ sâu từ 2640m - 2700m so với mặt nước biển. Kết quả, đã cho dòng
dầu có tỷ trọng 37 độ API, với lưu lượng khoảng 5000 thùng/ngày. Đây là giếng khoan
thứ 2 của HLJOC tại khu vực mỏ Tê Giác Trắng. Những thành công khi khoan 2 thân
giếng của HLJOC, đã giúp Ban lãnh đạo Công ty có thêm quyết tâm khoan và kết thúc thử
vỉa dầu tầng thứ 3 tại giếng khoan mỏ Tê Giác Trắng – 2X, thuộc lô 16.1 ngoài khơi. Ở độ
sâu 3436m, kết quả thử vỉa cho thấy dòng dầu của mỏ Tê Giác Trắng có lưu lượng khoảng
3300 thùng/ngày và khoảng 25000m3 khí/ngày. Như vậy, cả 3 tầng của mỏ Tê Giác Trắng
đều có chứa dầu khí, với lưu lượng khoảng 14600 thùng dầu mỗi ngày (tương đương 1900
tấn/ngày).
Trong thời gian tới, việc khai thác tại mỏ Tê Giác Trắng sẽ được tiến hành thông
qua 2 giàn đầu giếng WHP-1 và WHP-4 và được đặt tại khu vực H1/H2 và H3/H4. Toàn
bộ lượng dầu khai thác được sẽ được xử lý trên tàu FPSO và lượng khí gas xuất khẩu sẽ
được chuyển tiếp thông qua giàn Bạch Hổ. Dự kiến dòng dầu đầu tiên sẽ được đón nhận
vào ngày 01/7/2011 với sản lượng ước đạt 40000 đến 50000 thùng/ngày.

 Lô16-2: Lô này do Conoco Phillips quản lý. Sau khi thăm dò trên phạm vi 630 km2
bằng phương pháp địa chấn 3D và khoan 02 giếng thăm dò tại các mỏ Báo Gấm và Báo
Vàng không cho kết quả, Conoco Phillips đã từ bỏ lô 16-2. Tuy nhiên sau thành công ở
các lô 16-1, 15-1, 01+02, … thì lô 16-2 trở nên rất thu hút.

 Lô 01/97 và 02/97: Lô này được điều hành bởi Lam Sơn JOC, trong đó PVEP góp
50% vốn và PC (V) SB góp 50%.
Tại lô này các nhà thầu đã tiến hành phương pháp khảo sát địa chấn 3D trên phạm
vi 540 km2, tiến hành khoan thành công giếng thăm dò đầu tiên tại cấu tạo Thăng Long, lô
02/97 ở độ sâu 2817m. Nhiều dấu hiệu dầu khí tốt được phát hiện trong suốt phần lát cắt





từ 1800m tới đáy giếng, thuộc cả 3 đối tượng thăm dò chính của bể Cửu Long (cát kết
Miocen hạ, cát kết Oligcen hạ và móng granit nứt nẻ), mở ra tiềm năng mới về dầu khí
cho các lô đang thăm dò thuộc phần đông bắc bể Cửu Long.

 Lô 05-1: Mỏ Đại Hùng là một mỏ dầu thô và khí đốt đồng hành nằm tại lô số 05.1
ở phía Tây Bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn trên vùng biển Đông Nam biển Đông Việt
Nam. Mỏ này được phát hiện năm 1988. Vào năm 2006, mỏ Đại Hùng được đánh giá là
có trữ lượng dầu khí tại chỗ mức 2P xác suất 50% là 354,6 triệu thùng (tương đương 48,7
triệu tấn) dầu; 34,04 tỷ bộ khối (tương đương 8,482 tỷ m³) khí và 1,48 triệu thùng (tương
đương 0,19 triệu tấn) khí hóa lỏng. Năm 1999, sau khi Petronas Carigali Overseas
(Malaysia) rút khỏi Đại Hùng, mỏ này được giao cho Vietsovpetro. Liên doanh đã thành
lập xí nghiệp Đại Hùng để tiến hành các công việc khai thác. Năm 2003, Zarabenzheft
(Liên bang Nga) là đối tác của Petro Vietnam trong liên doanh Vietsovpetro cũng tuyên
bố rút lui, Tổng công ty dầu khí Việt Nam (Petro Vietnam) được giao tiếp tục đầu tư thăm
dò và khai thác mỏ này. Đến đầu năm 2003, sản lượng khai thác được ở mỏ Đại Hùng là:
3,327 triệu tấn dầu, 1037 triệu m³ khí đồng hành.

Hình 1.21: Giàn khoan trên mỏ Đại Hùng





 Lô 05-2: Lô này được điều hành bởi BP (Anh Quốc), trong đó BP góp 75.9% vốn
và PVEP góp 24.1%.
Tại lô này các nhà thầu đã tiến hành thăm dò trên phạm vi 5050 km theo phương
pháp địa chấn 2D năm 1991, 455 km2 phương pháp địa chấn 3D năm 1993, 405 km2
phương pháp địa chấn 3D năm 1994, khoan thăm dò và khảo sát 06 giếng tại các mỏ
Nguyệt Thạch, Bạc, Kim Cương và Hải Thạch.
Hải Thạch là mỏ khí có trữ lượng khoảng 1600 tỷ ft3 khí và 160 triệu thùng khí hóa
lỏng. BP đã có kế hoạch phát triển mỏ Hải Thạch trong thời gian tới.

 Lô 05-3: Lô này được điều hành bởi BP, trong đó BP góp 50% vốn và Conoco góp
50%.
Tại lô này các nhà thầu đã tiến hành thăm dò, khảo sát trên phạm vi 835 km2 bằng
phương pháp địa chấn 3D trong năm 1994 và 1200 km2 trên phạm vi cả hai lô 05-2 và 05-
3 năm 2001, khoan 02 giếng thăm dò 05.3-Mộc Tinh-1X và 05.3-Mộc Tinh-1RX. Trữ
lượng có thể thu hồi của mỏ Mộc Tinh được đánh giá khoảng 720 tỷ ft3 khí và 180 triệu
thùng khí hóa lỏng. BP đã có kế hoạch phát triển mỏ Mộc Tinh trong thời gian tới.

 Lô 06-1: Lô này được điều hành bởi BP, trong đó BP góp 35% vốn, ONGC (Ấn
Độ) góp 45% và PVEP góp 20%. Tại đây các nhà thầu đã tiến hành thăm dò trên phạm vi
325 km phương pháp địa chấn 2D, 425 km2 phương pháp địa chấn 3D ở mỏ Lan Tây
trong năm 1993 và 425 km2 phương pháp địa chấn 3D ở mỏ Lan Đỏ trong năm 1994,
khoan 07 giếng thăm dò khảo sát (05 giếng ở mỏ Lan Tây và 02 giếng ở mỏ Lan Đỏ),
đánh giá trữ lượng khoảng 1800 tỷ ft3 khí và 20 triệu thùng khí hóa lỏng.
Mỏ Lan Tây / Lan Đỏ bắt đầu khai thác năm 2002 với một giàn CPP và đường ống
dẫn khí dài 260km đến nhà máy Dinh Cố. Công suất khai thác mỗi ngày là 8-10 triệu m3
khi trời mưa và 12-13 triệu m3 khi thời tiết khô ráo.

 Lô 11-2: Lô này được điều hành bởi KNOC (Hàn Quốc), trong đó KNOC góp 75%
vốn và PVEP góp 25%. Tại đây các nhà thầu đã tiến hành khảo sát trên phạm vi 5730 km
phương pháp địa chấn 2D, 356 km2 phương pháp địa chấn 3D trong năm 1993, khoan 03
giếng thăm dò và đã phát hiện có khí. Giai đoạn tiếp theo khảo sát trên phạm vi 1170 km
phương pháp địa chấn 2D và 224 km2 phương pháp địa chấn 3D năm 1996, 652 km
phương pháp địa chấn 2D và 400 km2 phương pháp địa chấn 3D năm 2005, khoan 05
giếng và phát hiện khí tại các mỏ Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Rồng Vi Dài và phát hiện dầu





tại mỏ Rồng Tre. Trữ lượng khí tại các mỏ Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây là 830 tỷ ft3 và 20
triệu thùng khí hóa lỏng. Trữ lượng dầu tại mỏ Rồng Tre là 40 triệu thùng.
Mỏ Rồng Đôi và Rồng Đôi Tây bắt đầu khai thác tháng 10 năm 2006 với công suất
mỗi ngày 130-175 triệu ft3.

Hình 1.22: Các công trình tại mỏ khí Rồng Đôi / Rồng Đôi Tây

 Lô 12E và 12W: Lô 12 ban đầu thuộc quyền quản lý của Pecten năm 1973. Đến
năm 2004 Delek đã tiếp nhận 100% tất cả các công việc ở cả lô 12E và 12W. Tháng
5/2004, Primier Oil tiếp nhận từ Delek 75% ở cả lô 12E và 12W và trở thành nhà điều
hành chính. Primier đã thăm dò trên 1589km bằng phương pháp địa chấn 2D trên khu vực
phía Nam và trung tâm của lô 12E trong năm 2004 và năm 2005 thăm dò trên phạm vi 300
km2 bằng phương pháp địa chấn 3D trên khu vực mỏ Dừa.
Tháng 01 năm 2006, Primier chuyển giao một nửa số cổ phần ở cả hai lô 12E và
12W cho công ty Petroleum Ventures (BV). Hiện nay Primier chiếm 37.5%, BV 37.5% và
Delek 25%. Năm 2006, Primier đã khoan thăm dò các giếng Dừa-4X; Dừa-4X ST1; Dừa-
4X ST2; Dừa-5X RE ; Chim Sáo 12E-CS-1X và 12E-CS-1X ST1, hoàn thành đầu năm
2007 cho thấy các mỏ Chim Sáo và mỏ Dừa có tính thương mại.
Năm 2006, Primier đã thương lượng với Tổng công ty dầu khí Việt Nam để hợp
nhất lô 12E vào lô 12W. Hiệp định hợp nhất được ký vào ngày 14/02/2007, như vậy mọi
quyền lợi và nghĩa vụ của lô 12E được kết hợp vào lô 12W.
Mỏ Chim Sáo sẽ được giới thiệu chi tiết trong chương 2.





Hình 1.23: Vị trí lô 12E &12W.

 Lô 46/02: Lô này được điều hành bởi Trường Sơn JOC, trong đó PVEP góp 40%
vốn, Talisman 30% và PC(V)SB 30%. Tại đây các nhà thầu đã tiến hành thăm dò trên
phạm vi 325 km2 năm 2004, khoan khảo sát 10 giếng và đã phát hiện dầu và khí tại các
mỏ Sông Đốc, Rạch Tàu, Phú Tân, Khánh Mỹ. Trữ lượng của các mỏ trên được đánh giá
vào khoảng 100 triệu triệu thùng dầu, 50 tỷ ft3 khí đồng hành và 350 tỷ ft3 khí không đồng
hành.
Mỏ Sông Đốc được đưa vào khai thác năm 2007. Trữ lượng của mỏ được đánh giá
khoảng 60 triệu thùng dầu, 34 tỷ ft3 khí đồng hành và 10 tỷ ft3 khí không đồng hành.

 Lô B-48/95 và lô 52/97: Lô này được điều hành bởi Chevron, trong đó Chevron
góp 43.4% vốn, PVEP 30%, Moeco 19.6% và PTTEP 7%. Tại đây các nhà thầu đã tiến
hành phương pháp địa chấn 2D 4200km và 3D 1450 km2 tại mỏ Kim Long, 2160 km2 3D





tại lô 52/97, khoan 20 giếng thăm dò và phát hiện khí tại các mỏ Kim Long, Ác Quỷ, Cá
Voi.

KHANH
HOA

BINH PHUOC NINH
Lô
LAM DONG THU AN
TAY NI H
N
B-48/95
BINH
& 52/97

50m
DUONG

m
DONG

100
BINHTHUAN
HOCHI MI H C
N ITY NAI
01/97

m
200
DONG
LONGAN BA RIA
THAP
AN VUNGTAU
GIANG 01
TIEN GIANG
PH QU
U OC BE 15-1
ISL
AND N
VINH TR 02/97
E
15-2 Op en
LONG
CAN TR 16-1 15-2
47 41 A
KIEN THO
VI 09-2
GIANG NH
16-2 03
SOC
72
19 TRANG 25 09-1 09-3
IM IM 48 42 17
LA LA BAC
C C
TH

A M
DI NA
LIEU
AI

04-2 04-1
BO ET
L
AN

C AM VI 31
D

49 CA MAU
972
CL

54 18 10
43
AI

48/95
M 1
M

AI

26 04-3
CL

B
B-14
IA

A
OD

-1

1B
55 11-1

05
46/02 44 37 32 19
52

MB

05-
/9

05-1C
CA
7

B-15 27 05-3 05-2
11-2 Lô
B-16 45 38 33 20 11-2
5-3

28 06-1
46/02
12-W 12-E
39 34 21
06/95 06-2
07

40 35 29 22 13
5 0m

MA
LA
VIE
YS
IA
08
100m T CLA
NA IM
M
CL
AIM 23 14
36
IM
LA
I AC 30
ES
ON
IND
24

Hình 1.24: Vị trí lô 46/02, B-48/95 và 52/97





CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU VỀ ĐỀ TÀI TỐT NGHIỆP

“TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HẠ THỦY KHỐI CHÂN ĐẾ CHIM SÁO”

2.1. Mở đầu

Thi công công trình biển là một lĩnh vực đòi hỏi kỹ thuật, công nghệ cao. Tuy
nhiên việc thi công công trình biển cũng tiềm ẩn nhiều rủi ro do các công trình có kích
thước và khối lượng lớn, khối lượng thi công lớn. Vì vậy để hạn chế một cách tối đa các
rủi ro gặp phải khi thi công các công trình biển, người kỹ sư cần nắm vững các kiến thức
cơ bản trong thi công, biết nắm bắt tình hình và có khả năng phán đoán các trường hợp có
thể xẩy ra trong quá trình thi công.
Hạ thủy là một công tác quan trọng trong thi côngcông trình biển. Đây là giai đoạn
di chuyển các công trình đã chế tạo xong trên bãi lắp ráp xuống các phương tiện nổi để
vận chuyển ra vị trí xây dựng. Trong quá trình đó, công trình phải di chuyển trên bãi chế
tạo, trên cầu cảng rồi xuống phương tiện nổi (thường là sà lan). Hiện nay trên thế giới
đang áp dụng nhiều phương pháp hạ thủy khác nhau như hạ thủy bằng cẩu nổi, trailers,
kéo trượt …, mà mỗi phương pháp đều có những ưu và nhược điểm riêng.
Đối với Công ty PTSC M&C, đây là lần đầu tiên áp dụng phương pháp hạ thủy kéo
trượt. Khối chân đế Chim Sáo được chế tạo trên bãi lắp ráp, sau đó được kéo trượt trên
cầu cảng (phân đoạn 16) và xuống sà lan S45.
Vì vậy đề tài “Tính toán phân tích hạ thủy khối chân đế Chim Sáo” là một đề tài rất
bổ ích và thiết thực.

2.2. Các nội dung cần thực hiện trong đề tài

 Tìm hiểu về dự án Chim Sáo, kết cấu khối chân đế Chim Sáo.
 Tìm hiểu điều kiện thi công của công ty PTSC M&C, trong đó cần chú trọng đến
nền đất bãi lắp ráp, chế độ thủy triều và kết cấu cầu cảng.
 Tìm hiểu các thiết bị phục vụ cho công tác thi công hạ thủy kéo trượt.
 Tìm hiểu công tác chuẩn bị và quy trình hạ thủy khối chân đế Chim Sáo.
 Phân tích các trường hợp có thể xảy ra khi hạ thủy khối chân đế Chim Sáo, từ khi
khối chân đế còn nằm trên bãi lắp ráp đến khi khối chân đế đã được cố định trên sà lan.
Việc phân tích và tính toán các trường hợp đó được thực hiện dưới sự trợ giúp của phần
mềm Sacs Ver5.2.





 Sau khi phân tích và đưa ra được các trường hợp nguy hiểm trong quá trình hạ thủy
khối chân đế Chim Sáo, tiến hành kiểm tra khả năng làm việc của các kết cấu liên quan
(kiểm tra lún và ổn định nền đất, kiểm tra ổn định cho cầu cảng).
 Thiết kế các chi tiết phụ trợ cho công tác hạ thủy như đường trượt trên bãi lắp ráp,
đường trượt trên cầu cảng, hệ thống kéo trượt, bệ đẩy phát động.
 Tính toán ổn định cho sà lan (tính toán dằn nước).
 Đưa ra các kết luận rút ra được sau khi hoàn thành đề tài.
Sau đây, các nội dung này sẽ được trình bày và tính toán một cách cụ thể.





CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU VỀ DỰ ÁN CHIM SÁO

Hình 3.1: Mỏ Chim Sáo và các mỏ khác tại lô 12W

Mỏ Chim Sáonằm trong lô 12W do PremierOilVietnam Offshore B.V khai thác.
Cụm mỏ này thuộc bể Nam Côn Sơn cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng 400km về phía
Đông Nam. Khu vực mỏ ở độ sâu nước trong khoảng từ 90 đến 105m. Trữ lượng dầu dự
báo khoảng trên 40000 thùng mỗi ngày. Mỏ bao gồm 01 giàn đỡ đầu giếng (giàn Chim
Sáo), 01 FPSO, 03 PLEM (cụm ống phân phối) và hệ thống đường ống.





Hình 3.2: Mỏ Chim Sáo
Giàn Chim Sáo là một giàn đỡ đầu giếng, không người ở, có chức năng khai thác
dầu, khí và chuyển về FPSO để xử lý qua hệ thống đường ống (02 ống đường kính 10
inch, dài 2.2km). Bên cạnh đó còn có 01 đường ống dẫn nước ép vỉa (đường kính 8 inch)
và 01 đường ống dẫn Gas lift (đường kính 4 inch) từ FPSO đến giàn Chim Sáo để phục vụ
công tác khai thác trong thời kỳ khai thác thứ cấp. Hệ thống đường ống trên cùng với
đường ống dẫn nước ép vỉa và đường ống dẫn gas lift của mỏ Dừa được quản lý bởi cụm
phân phối ống PLEM 2. Ngoài các đường ống trên, từ giàn Chim Sáo còn có 01 đường
ống công nghệ 14 inch nối với FPSO để điều khiển hoạt động của giàn Chim Sáo từ
FPSO, dẫn điện và các chất hóa học….
Sản phẩm khí sau khi xử lý tại FPSO được chuyển về hệ thống đường ống Nam
Côn Sơn qua đường ống 10 inch, dài 95.6km. Đường ống này được quản lý bởi cụm phân
phối ống PLEM 1.
Ngoài ra, sản phẩm khai thác từ mỏ Dừa được hoạch định cho tương lai cũng được
chuyển về FPSO thông qua hệ thống đường ống được quản lý bởi PLEM 3.




Hình 3.3: Vị trí FPSO và các cụm phân phối ống





Giàn Chim Sáo có 16 đầu giếng, trong đó có 12 giếng có đường kính 30 inch
(giếng đơn) và 04 giếng có đường kính 36 inch (giếng kép), tất cả các giếng có khoảng
cách 2440mm. Trong số 16 giếng này có 10 giếng sản xuất và 06 giếng bơm nước ép vỉa.

Hình 3.4: Sơ đồ các giếng của giàn Chim Sáo





Chủ đầu tư của dự án Chim Sáo là Công ty Premier Oil Vietnam Offshore (POVO)
còn nhà thầu chính là công ty TNHH Dịch vụ Cơ khí Hàng hải PTSC M&C. Khối chân đế
và Khối thượng tầng của giàn Chim Sáo được thi công bởi Công ty Dịch vụ Cơ khí Hàng
hải PTSC M&C.

Hình 3.5: Giàn Chim Sáo





Giàn Chim Sáo được xây dựng ở khu vực có độ sâu nước trung bình (MSL) 95.7m,
mực nước triều kiệt (LAT) 93.51m. Khối chân đế của giàn Chim Sáo có kích thước đường
biên là: dài x rộng x cao = 106.8 x 38 x 31.2m, khối lượng 3950 tấn, có cấu tạo 4 ống
chính(gồm 1 mặt đứng và 3 mặt nghiêng) và có thêm kết cấu Launch Truss nhằm phục vụ
thi công hạ thủy. Khoảng cách giữa các đỉnh ống chính theo hai phương là 12.192m và
18.288m. Khối chân đếcó 6 mặt ngang với cao độ như sau:
- Mặt D1 ở cao độ (+) 6.000 m
- Mặt D2 ở cao độ (-) 10.000 m
- Mặt D3 ở cao độ (-) 30.000 m
- Mặt D4 ở cao độ (-) 50.000 m
- Mặt D5 ở cao độ (-) 71.000 m
- Mặt D6 ở cao độ (-) 90.540 m

Khối chân đế được liên kết với đất nền thông qua móng cọc, bao gồm 6 cọc
váy.Ngoài ra, KCĐ còn có các kết cấu phụ như giá cập tàu, sàn chống lún, anodes,…

Hình 3.6: Khối chân đế Chim Sáo trong giai đoạn chế tạo




Khối thượng tầng giàn Chim Sáo có khối lượng 1280 tấn, bao gồm các sàn:
- Sàn Sub – Cellar ở cao độ (+) 14.8m
- Sàn Cellar ở cao độ (+) 18.0m
- Sàn Mezzanine ở cao độ (+) 20.6m
- Sàn Chính ở cao độ (+) 24.5m
- Sàn Sân bay ở cao độ (+) 29.5m

Hình 3.7: Khối thượng tầng giàn Chim Sáo trong giai đoạn chế tạo





CHƯƠNG 4: MẶT BẰNG VÀ ĐIỀU KIỆN THI CÔNG HẠ THỦY KHỐI CHÂN
ĐẾ CHIM SÁO CỦA CÔNG TY PTSC M&C

4.1. Bố trí mặt bằng

Trong công tác thi công công trình biển, giai đoạn chế tạo trên bãi lắp ráp có khối
lượng lớn nhất, chiếm nhiều thời gian nhất. Một trong những yếu tố quan trọng ảnh hưởng
đến tiến độ thi công của mỗi dự án chính là việc bố trí mặt bằng thi công. Bố trí mặt bằng
thi công hợp lý sẽ tiết kiệm được rất nhiều thời gian cũng như máy móc, nhân lực cho
án. Quy hoạch mặt bằng thi công phải phù hợp với điều kiện diện tích mà bãi láp ráp hiện
có và thuận tiện nhất với phương án thi công đã chọn, nhằm giảm tối đa vận chuyển các
cấu kiện đi xa, giảm tối đa việc di chuyển của các loại xe, cẩu. Việc quy hoạch mặt bằng
thi công còn phải dựa trên tiến độ thi công chế tạo và lắp ráp các cấu kiện. Hiện nay,
phương án thi công phổ biến đối với chân đế là quay lật Panel. Phương án này có ưu điểm
là giảm tối đa khối lượng công việc thi công trên cao, thời gian thi công tương đối nhanh.
Tuy nhiên việc thi công theo phương pháp quay lật Panel đòi hỏi diện tích bãi lớn, đặc biệt
là đối với khối chân đế Chim Sáo do kích thước khối chân đế lớn, phải quay lật bốn Panel
(Launch Truss L1, L2, Row A và Row B) so với hai Panel đối với khối chân đế thông
thường. Bố trí mặt bằng của khối chân đế giàn Chim Sáo được thể hiện trên sơ đồ. Vì vậy,
mặt bằng thi công phải được bố trí để có thể thi công chế tạo và quay lật các Panel trên
một cách thuận lợi.
Việc lựa chọn vị trí thi công phụ thuộc vào đặc điểm của công trình cần thi công và
điều kiện bến bãi hiện có của đơn vị thi công. Khối chân đế Chim Sáo là khối chân đế có
kích thước và khối lượng lớn, được hạ thủy bằng phương pháp kéo trượt. Đây là lần đầu
tiên công ty PTSC M&C thi công hạ thủy bằng phương pháp kéo trượt, nên tại thời điểm
triển khai dự án, trên bãi lắp ráp của công ty không có đường trượt, do đó để đảm bảo tiến
độ của dự án cũng như tiết kiệm chi phí cần tận dụng đặc điểm của công trình ( chiều dài
cũng như diện tích tiếp xúc với nền lớn) và khả năng chịu tải của nền bãi cũ lớn.
Trong số các phân đoạn cũ của bãi lắp ráp (phân đoạn 15, 16, 17) thì phân đoạn 16
là phù hợp nhất để thi công khối chân đế Chim Sáo bởi phân đoạn 17 đã triển khai dự án
Sư Tử Đen, nếu thi công ở phân đoạn 15 sẽ không đủ diện tích bãi để bố trí thi công chế





tạo và quay lật Launch Truss L2 và Row B. Thi công khối chân đế Chim Sáo ở phân đoạn
16 sẽ tiết kiệm được rất nhiều chi phí gia cố nền bãi và tiến độ thi công sẽ thuận lợi hơn
rất nhiều.
Tuy nhiên hệ thống cầu cảng cũ của phân đoạn 16 không đủ khả năng chịu tải, để
có thể hạ thủy khối chân đế Chim Sáo cần phải gia cố.

Khối chân đế
Chim Sáo
4

X

Hình 4.1: Sơ đồ bố trí mặt bằng thi công.



Phân tích hạ thủy khối chân đế

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to Phân tích hạ thủy khối chân đế

Similar to Phân tích hạ thủy khối chân đế (20)

Phân tích hạ thủy khối chân đế