NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG VÀ HỆ HÓA PHỤC VỤ XỬ LÝ ĐỒNG THỜI LẮNG ĐỘNG HỮU CƠ VÀ VÔ CƠ TTRONG CẦN KHAI THÁC VÀ HỆ THỐNG XỬ LÍ BỀ MẶT TRÊN GIÀN KHAI THÁC

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG VÀ HỆ HÓA PHỤC VỤ XỬ LÝ ĐỒNG THỜI LẮNG ĐỘNG HỮU CƠ VÀ VÔ CƠ TTRONG CẦN KHAI THÁC VÀ HỆ THỐNG XỬ LÍ BỀ MẶT TRÊN GIÀN KHAI THÁC

B CÔNG TH NG CHI NHÁNH VI N D U KHÍ VI T NAM TRUNG TÂM NG D NG VÀ CHUY N GIAO CÔNG NGH BÁO CÁO T NG K T Đ TÀI NGHIÊN C U GI I PHÁP CÔNG NGH VÀ H HÓA PH M PH C V X LÝ Đ NG TH I L NG Đ NG H U C VÀ VÔ C TRONG C N KHAI THÁC VÀ H TH NG X LÝ B M T TRÊN GIÀN KHAI THÁC MÃ S : 6363/QĐ-BCT HÀ N I, 8-2010 CÁC THÀNH VIÊN THAM GIA Đ TÀI NGHIÊN C U GI I PHÁP CƠNG NGH VÀ H HĨA PH M PH C V X LÝ Đ NG TH I L NG Đ NG H U C VÀ VÔ C TRONG C N KHAI THÁC VÀ H TH NG X LÝ B M T TRÊN GIÀN KHAI THÁC CH BIÊN: ThS Đ Thành Trung - Phòng Chống ăn mòn Chi nhánh Viện Dầu khí Việt Nam Trung tâm ng dụng Chuyển giao công nghệ (CTAT) TÁC GI : Trần Thị Xuyên Cử nhân Hóa CTAT Lê Thị Hồng Giang KS Hóa học CTAT Tơ Văn Th CNKT Lọc hóa dầu CTAT Nguyễn Đình Dũng ThS Điện hóa CTAT Nguyễn Quỳnh Anh ThS Hóa dầu CTAT Nguyễn Văn Ngọ TS Hóa học DMC Phan Văn Minh KS Hóa học DMC Ph m Ngọc S n KS Hóa dầu DMC Hồng Anh Dũng KS Hóa dầu DMC ng M cl c Trang L i mở đ u ng I T NG QUAN V L NG Đ NG H U C , L NG Đ NG VÔ Ch C TRONG C N KHAI THÁC VÀ H M T TRÊN GIÀN KHAI THÁC TH NG X 11 T ng quan chung v l ng đ ng h u c ph x lý lo i tr I.1 LÝ B ng pháp 11 I.1.1 Khái niệm chung lắng đọng hữu c 11 I.1.2 C chế gây lắng đọng hữu c 12 I.1.2.1 C chế khuếch tán phân tử 13 I.1.2.2 C chế phân tán chuyển đ ng tr ợt t ng đối 13 ng pháp ngăn ngừa lắng đọng hữu c 14 I.1.3.1 Ph ng pháp c học 14 I.1.3.2 Ph ng pháp hóa học 15 I.1.3.3 Ph ng pháp nhiệt 16 I.1.3 Ph T ng quan chung v l ng đ ng vô c ph x lý lo i tr I.2 ng pháp 16 I.2.1 Khái niệm chung lắng đọng vô c 16 I.2.2 C chế gây lắng đọng vô c 18 I.2.3 nh h muối ng c a m t số yếu tố tới q trình tích tụ lắng đọng I.2.3.1 nh h muối ng c a điều kiện dịng ch y tới tích tụ lắng đọng 24 I.2.3.2 nh h ng c a thành phần dầu tới tích tụ lắng đọng muối 24 I.2.4 Ch II.1 Ph 23 ng pháp ngăn ngừa lắng đọng vô c 27 I.2.4.1 Xử lý lo i trừ tích tụ lắng đọng ch a muối cacbonat 28 I.2.4.2 Xử lý lo i trừ lắng đọng ch a muối sunphat 30 ng II V T LI U, HÓA PH M VÀ PH NG PHÁP NGHIÊN C U V t li u, hóa ph m dùng nghiên c u 35 35 II.2 Ph Ch ng pháp nghiên c u, đánh giá 36 ng III NGHIÊN C U L A CH N H HĨA PH M VÀ CƠNG NGH CHO PHÉP X C VÀ VÔ C LÝ Đ NG TH I L NG Đ NG H U 39 III.1 Đ nh h ng s b v l a ch n công ngh x lý 39 III.2 Nghiên c u l a ch n hóa ph m lo i tr l ng đ ng h u c 39 III.2.1 Phân tích thành phần lắng đọng hữu c 39 III.2.2 Nghiên c u thực nghiệm nhằm lựa chọn hóa phNm lo i trừ lắng đọng hữu c 40 Kết luận chung cho phần nghiên c u thực nghiệm lựa chọn hóa phNm lo i trừ lắng đọng hữu c 45 Nghiên c u l a ch n hóa ph m lo i tr l ng đ ng vô c 45 III.3.1 N ghiên c u lựa chọn hóa phNm lo i trừ lắng đọng CaCO3 46 III.3.2 N ghiên c u lựa chọn hóa phNm lo i trừ lắng đọng CaSO4 51 III.2.3 III.3 III.4 III.3.2.1 Đánh giá kh hòa tan CaSO4 c a hóa phNm Disolvine 51 III.3.2.2 Đánh giá kh hịa tan CaSO4 c a hóa phNm c s N a4EDTA 51 Nghiên c u đ xu t công ngh x lý phù h p 58 K t lu n chung 61 Tài li u tham kh o 62 M c l c hình v b ng bi u Tên hình Trang Hình nh lắng đọng hữu c cần khai thác lấy từ giếng c a XN LD Vietsovpetro 11 Hình 1.2 Lắng đọng muối lấy từ mỏ B ch Hổ 18 Hình 1.3 Lắng đọng muối ống khai thác theo Shlumbeger 18 Hình Hình 1.1 Hình 1.4 nh h ng c a nhiệt đ tới đ hịa tan c a CaCO3 20 Hình 1.5 nh h ng c a áp suất riêng phần c a CO2 tới đ hịa tan c a CaCO3 20 Hình 1.6 nh h ng c a nhiệt đ sunphat hòa tan c a muối canxi 22 Hình 1.7 C chế hình thành tích tụ lắng đọng muối d ới có mặt c a hợp chất tan n ớc ch a dầu 25 Hình 1.8 nh h ng c a hợp chất hữu c lấy từ lắng đọng muối tới s c căng bề mặt ranh giới pha 26 Hình 1.9 nh h ng c a hợp chất hữu c lấy từ lắng đọng muối tới đ ng học t o lắng đọng muối phòng thí nghiệm 26 Hình 1.10 Kh hịa tan muối CaCO3 c a m t số hóa phNm chelat 29 Hình 1.11 Kho ng pH phát huy hiệu dụng hòa tan giữ ion tr ng thái l lửng c a m t số hóa phNmchelat 30 Hình 1.12 Kh hịa tan muối canxi sunphat (thơng qua hàm l ợng Ca2+) c a m t số hóa phNm chelat 31 Hình 1.13 Đ ng học hịa tan c a m t số hóa phNm chelat BaSO4 32 Hình 1.14 Đ ng học hịa tan cặn muối SrSO4 c a m t số hóa phNm chelat 33 Hình 2.1 Hình nh lắng đọng hữu c cần khai thác 35 Hình 2.2 Hình nh viên mẫu đá vơi mơ cặn CaCO3 tr ớc sau thí nghiệm 36 Hình 2.3 S đồ thí nghiệm đánh giá kh hịa tan parafin 36 Hình 2.4 Kích th ớc chi tiết B gá đỡ mẫu 37 Hình 3.1 Khối l ợng lắng đọng hòa tan theo th i gian hệ 42 tới đ lắng đọng từ dung mơi khác Hình 3.2 Cụm thiết bị đánh giá hòa tan lắng đọng cần khai thác lấy từ XN LD Vietsovpetro 44 Hình 3.3 Lắng đọng ống khai thác 45 Hình 3.4 Đ ng cong hịa tan CaCO3 tích lũy theo th i gian dung dịch axit axetic nhiệt đ 250C 48 Hình 3.5 nh h ng c a nồng đ axit axetic tới tốc đ hòa tan CaCO3 nhiệt đ 250C, th i gian 2h 48 Hình 3.6 Đ ng cong hịa tan tích lũy axit focmic 250C 50 Hình 3.7 nh h ng c a nồng đ axit Focmic tới đ CaCO3 nhiệt đ 250C, th i gian 2h hịa tan c a 50 Hình 3.8 Khối l ợng CaSO4 hịa tan tích lũy dung dịch Disolvine nhiệt đ 250C 53 Hình 3.9 nh h ng c a nồng đ Disolvine tới đ hòa tan c a CaSO4 nhiệt đ 250C, th i gian 2h 53 Hình 3.10 Khối l ợng CaSO4 hịa tan tích lũy dung dịch N a4EDTA 55 Hình 3.11 nh h ng c a nồng đ N a4EDTA tới đ hòa tan c a CaSO4 nhiệt đ 250C, th i gian 2h 55 Hình 3.12 nh h ng c a nồng đ N a4EDTA Disolvine tới đ hòa tan c a CaSO4 nhiệt đ 250C, th i gian 2h 57 Hình 3.13 Đ ng cong vi phân tốc đ hòa tan c a CaSO4 dung dịch N a4EDTA 57 Hình 3.14 Th tự b m tệp hóa phNm xử lý đồng th ilắng đọng hữu c lắng đọng vô c 59 B ng Tên b ng Trang B ng 1.1 Đ hòa tan c a CaSO4.2H2O n ớc cất (Ca2+ mg đ ợng l ợng/Lít) 23 B ng 1.2 Kh hòa tan CaCO3 dung dịch axit 29 B ng 1.3 M t số hợp chất chelat dùng xử lý lắng đọng muối 31 B ng 3.1 Thành phần hóa học lắng đọng hữu c lấy từ mỏ B ch Hổ 39 B ng 3.2 Thành phần tính chất vật lý c a hệ dung môi đ a vào 40 nhiệt đ nghiên c u B ng 3.3 Kết qu xác định kh hòa tan lắng đọng hữu c c a hệ dung môi với th i gian l u mẫu khác 41 B ng 3.4 Khối l ợng lắng đọng hịa dung mơi khác gian 42 B ng 3.5 So sánh t ng đối kh hòa tan lắng đọng hữu c c a hệ dung mơi 43 B ng 3.6 Kết qu hịa tan lắng đọng hữu c đo n cần khai thác ch a lắng đọng hữu c sau 4h ngâm mẫu 45 B ng 3.7 Khối l ợng CaCO3 hòa tan dung dịch axit Axetic tích lũy theo th i gian nhiệt đ 250C 47 B ng 3.8 Khối l ợng CaCO3 hòa tan dung dịch axit Focmic tích lũy theo th i gian nhiệt đ 250C 49 B ng 3.9 Khối l ợng CaSO4 hịa tan tích lũy dung dịch Disolvine nhiệt đ 250C 52 B ng 3.10 Khối l ợng CaSO4 hịa tan tích lũy theo th i gian 54 B ng 3.11 Khối l ợng CaSO4 hòa tan đ ợc kho ng th i gian 10 phút t i th i điểm khác 56 tan theo th i L i mở đ u Lắng đọng vật chất vô c hữu c hệ thống khai thác, xử lý, vận chuyển dầu khí m t vấn đề nan gi i th ng x y q trình khai thác dầu khí Vấn đề xuất ngày trầm trọng t i mỏ B ch Hổ c a XN LD Vietsovpetro, mỏ vào th i kỳ ngập n ớc m nh đNy m nh khai thác theo ph ng pháp gaslift Lắng đọng vô c , hữu c xuất vị trí nh : vùng vỉa ch a lân cận giếng khoan, bề mặt dọc cần khai thác, hệ thống đ ng ống dẫn tới thiết bị xử lý, hệ thống thiết bị xử lý, vận chuyển, tàng trữ dầu khí Căn c vào b n chất c a vật chất lắng đọng, ng i ta phân chúng thành lắng đọng vô c , lắng đọng hữu c Lắng đọng vô c ch a ch yếu muối nh CaCO3, CaSO4 Lắng đọng xuất tinh thể muối vơ c có n ớc dòng dầu khai thác gặp điều kiện thuận lợi cho lắng đọng nh : chế đ dòng ch y rối, xuất c a bề mặt phân cách pha, có mặt c a lắng đọng hữu c tích tụ l i Lắng đọng hữu c th ng ch a parafin, asphanten, nhựa, hợp chất th m ch a l u huỳnh N hững chất ln có sẵn thành phần dầu thơ chúng kết tinh dịng dầu cân nhiệt đ ng học c a hệ dầu thay đổi Các tinh thể kết tinh t o lắng đọng gặp điều kiện thuận lợi nh thay đổi h ớng dòng ch y, xuất bề mặt phân cách pha Lắng đọng vơ c có mặt t i nhiều vị trí dọc thân giếng, thân cần khai thác hệ thống thu gom xử lý Lắng đọng hữu c th ng tập trung nhiều đo n cần khai thác phía có nhiệt đ thấp (nhiều vị trí đ sâu 100m lên tới miệng giếng) Thế nh ng, nói chung, thực tế ta th ng gặp lắng đọng h n hợp, t c lắng đọng ch a c muối vô c vật chất hữu c Lắng đọng muối x y vùng cận đáy giếng dẫn tới gi m đ thấm vùng cận đáy giếng, gi m hiệu qu khai thác Trong cần khai thác, lắng đọng muối th ng dẫn đến tăng tr lực dòng ch y Việc tăng tr lực diễn đ ng kính hiệu dụng c a cần khai thác nhỏ cặn lắng đọng làm bề mặt ống mấp mô Các van, thiết bị b m chìm lịng giếng bị tắc khơng ho t đ ng đ ợc d ới tác đ ng c a lắng đọng muối Các thiết bị tách, xử lý dầu bị nhiễm lắng đọng hữu c vơ c gi m kh làm việc Chính đặc điểm vừa nêu tóm tắt t ợng lắng đọng muối vô c , vật chất hữu c hệ thống khai thác, đặc điểm thành phần vật chất vị trí x y lắng đọng, tác h i c a chúng tới hiệu qu khai thác, nên việc xử lý lo i trừ chúng việc làm cần thiết Cũng vậy, chúng tơi đặt cho nhiệm vụ nghiên c u chế t o hệ hóa phNm phù hợp mặt kỹ thuật, rẻ tiền chọn đ ợc gi i pháp công nghệ phục vụ xử lý m t cách hiệu qu Mục tiêu bao trùm c a đề tài nghiên c u là: - N ghiên c u lựa chọn đ ợc hệ hóa phNm phù hợp cho xử lý lắng đọng vô c , lắng đọng hữu c cần khai thác hệ thống xử lý bề mặt giàn khai thác dầu khí - Thiết lập chế đ cơng nghệ cho phép xử lý lắng đọng vô c , lắng đọng hữu c m t đợt xử lý Để thực mục tiêu đ a ra, cần tiến hành m t số n i dung nghiên c u sau: - Tổng quan vấn đề lắng đọng hữu c , lắng đọng vô c cần khai thác hệ thống xử lý bề mặt giàn khai thác - N ghiên c u thực tr ng lắng đọng hữu c vô c mỏ B ch Hổ - N ghiên c u thành phần quy luật phân bố lắng đọng cần khai thác hệ thống xử lý bề mặt - N ghiên c u lựa chọn hệ hóa phNm xử lý lắng đọng vơ c - N ghiên c u lựa chọn hệ hóa phNm xử lý lắng đọng hữu c - N ghiên c u đề xuất gi i pháp công nghệ hợp lý có tính kh thi cao xử lý lo i trừ lắng đọng hữu c lắng đọng vô c m t đợt xử lý Báo cáo tổng kết ch a đựng n i dung nghiên c u đ ợc trình bày ch ng nêu d ới đây: Ch ng I: Tổng quan lắng đọng hữu c , lắng đọng vô c cần khai thác hệ thống xử lý bề mặt giàn khai thác; Ch ng II: Vật liệu, hóa phNm ph ng pháp nghiên c u; Ch ng III: N ghiên c u lựa chọn hệ hóa phNm cơng nghệ cho phép xử lý đồng th i lắng đọng hữu c vô c N hân dịp lập báo cáo nhóm tác gi cáo xin c m n Vụ Khoa học Công nghệ B Công Th ng tin cậy giao cho nhiệm vụ nghiên c u Cám n hợp tác c a đ n vị cá nhân, cán b khoa học thu c Viện Dầu khí Việt N am, Tổng Công ty dung dịch khoan Hóa phNm Dầu khí, đồng nghiệp ngồi ngành giúp đỡ đ ng viên cho cơng trình nghiên c u có tính thiết thực 10 B ng 3.9 Kh i l ng CaSO4 hịa tan tích lũy dung d ch Disolvine nhi t đ 250C Kh i l ng, g STT N ồng đ dung dịch Sau phút Sau 10 phút Sau 20 phút Sau 30 phút Sau 40 phút Sau 50 phút Sau 60 phút Sau 70 phút Sau 80 phút Sau 90 phút Sau 100 phút Sau 110 phút Sau 120 phút Disolvine 10% 0,00 0,49 0,97 1,43 1,90 2,36 2,82 3,23 3,66 4,06 4,45 4,84 5,21 Disolvine 15% 0,00 0,63 1,28 1,90 2,53 3,13 3,71 4,29 4,84 5,40 5,92 6,42 6,93 Disolvine 20% 0,00 0,70 1,36 2,00 2,64 3,28 3,87 4,49 5,06 5,73 6,36 6,96 7,51 Disolvine 25% 0,00 0,64 1,27 1,92 2,50 3,12 3,77 4,40 4,97 5,52 6,09 6,67 7,19 Disolvine 30% 0,00 0,49 1,17 1,75 2,34 2,90 3,43 3,94 4,47 4,99 5,53 6,04 6,55 Disolvine 40% 0,00 0,31 0,61 0,94 1,28 1,58 1,87 2,16 2,49 2,81 3,08 3,39 3,71 52 Ghi chú: - Mẫu CaSO4 dùng thử nghiệm lấy từ m t khối mẫu đồng chúng có diện tích bề mặt - Khối l ợng mẫu bị hòa tan khối l ợng mát tích lũy sau m i 10 phút ph n ng - Th i gian ngâm mẫu dung dịch axit th i gian thực, t c trừ th i gian thao tác cân mẫu Kh i l ng CaSO4 hòa tan, g Disolvine 10% Disolvine 15% Disolvine 20% Disolvine 25% Disolvine 30% Disolvine 40% 0 20 40 60 80 100 120 Th i gian, phút Hình 3.8 - Kh i l ng CaSO4 hịa tan tích lũy dung d ch Disolvine nhi t đ 250C ng CaSO4 hòa tan, g Kh i l 10 15 20 25 30 35 40 N ng đ HP Disolvine, % Hình 3.9 - nh h ởng c a n ng đ Disolvine t i đ hòa tan c a CaSO4 nhi t đ 250C, th i gian 2h 53 B ng 3.10 Kh i l ng CaSO4 hòa tan tích lũy theo th i gian Kh i l STT N ng đ dung d ch ng, g Sau phút Sau 10 phút Sau 20 phút Sau 30 phút Sau 40 phút Sau 50 phút Sau 60 phút Sau 70 phút Sau 80 phút Sau 90 phút Sau 100 phút Sau 110 phút Sau 120 phút Na4EDTA 10% 0,00 0,40 0,80 1,20 1,62 1,98 2,33 2,70 3,02 3,35 3,68 3,98 4,30 Na4EDTA 15% 0,00 0,56 1,15 1,70 2,24 2,76 3,26 3,75 4,24 4,75 5,17 5,62 6,07 Na4EDTA 20% 0,00 0,72 1,32 2,00 2,65 3,23 3,83 4,46 5,08 5,66 6,24 6,82 7,34 Na4EDTA 25% 0,00 0,62 1,25 1,85 2,51 3,12 3,72 4,31 4,92 5,54 6,11 6,65 7,22 Na4EDTA 30% 0,00 0,62 1,25 1,91 2,57 3,19 3,79 4,42 5,04 5,63 6,22 6,76 7,35 Na4EDTA 40% 0,00 0,41 0,83 1,26 1,65 2,03 2,43 2,81 3,20 3,59 3,98 4,37 4,74 54 Ghi chú: - Mẫu CaSO4 dùng thử nghiệm lấy từ m t khối mẫu đồng chúng có diện tích bề mặt - Khối l ợng mẫu bị hòa tan khối l ợng mát tích lũy sau m i 10 phút ph n ng - Th i gian ngâm mẫu dung dịch axit th i gian thực, t c trừ th i gian thao tác cân mẫu Na4-E 10% ng CaSO4 hòa tan Na4-E 15% Na4-E 20% Na4-E 25% Na4-E 30% Na4-E 40% Kh i l 0 20 40 60 80 100 120 Th i gian, phút Hình 3.10 - Kh i l ng CaSO4 hịa tan tích lũy dung d ch Na4EDTA ng CaSO4 hòa tan, g Kh i l 10 15 20 25 30 35 40 N ng đ Na4EDTA, % Hình 3.11 - nh h ởng c a n ng đ Na4EDTA t i đ hòa tan c a CaSO4 nhi t đ 250C, th i gian 2h 55 B ng 3.11 Kh i l ng CaSO4 hòa tan đ c kho ng th i gian 10 phút t i th i m khác Sau phút Sau 10 phút Sau 20 phút Sau 30 phút Sau 40 phút Kh i l ng, g Sau Sau Sau 50 60 70 phút phút phút Na4EDTA 10% 0,00 0,40 0,40 0,40 0,42 0,36 0,35 0,37 0,32 0,33 0,33 0,30 0,32 Na4EDTA 15% 0,00 0,56 0,59 0,55 0,54 0,52 0,50 0,49 0,49 0,51 0,42 0,45 0,45 Na4EDTA 20% 0,00 0,72 0,60 0,68 0,65 0,58 0,60 0,63 0,62 0,58 0,58 0,58 0,52 Na4EDTA 25% 0,00 0,62 0,63 0,60 0,66 0,61 0,60 0,59 0,61 0,62 0,57 0,54 0,57 Na4EDTA 30% 0,00 0,62 0,63 0,66 0,66 0,62 0,60 0,63 0,62 0,59 0,59 0,54 0,59 Na4EDTA 40% 0,00 0,41 0,42 0,43 0,39 0,38 0,40 0,38 0,39 0,39 0,39 0,39 0,37 STT N ng đ dung d ch Sau 80 phút Sau 90 phút Sau 100 phút Sau 110 phút Sau 120 phút 56 Ghi chú: - Mẫu CaSO4 dùng thử nghiệm lấy từ m t khối mẫu đồng chúng có diện tích bề mặt - Khối l ợng mẫu bị hòa tan khối l ợng sau m i 10 phút ph n ng - Th i gian ngâm mẫu dung dịch axit th i gian thực, t c trừ th i gian thao tác cân mẫu ng CaSO4 hòa tan, g Kh i l HP Disolvine HP Na4EDTA 10 15 20 25 30 35 40 N ng đ hóa ph m, % Hình 3.12- nh h ởng c a n ng đ Na4EDTA Disolvine t i đ hòa tan c a CaSO4 nhi t đ 250C, th i gian 2h Kh i l ng CaSO4 hòa tan, g/10 phút 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Na4-E 10% Na4-E 15% Na4-E 20% Na4-E 25% Na4-E 30% Na4-E 40% 0 20 40 60 80 100 120 Th i gian, phút Hình 3.13- Đ ng cong vi phân t c đ hòa tan c a CaSO4 dung d ch Na4EDTA 57 Quy luật hòa tan c a CaSO4 dung dịch N a4EDTA d ới d ng vi phân đ ợc thể b ng 3.11 hình 3.13 Đ ng cong vi phân tốc đ hòa tan cho thấy, tốc đ hòa tan đ t cực đ i th i điểm 10 phút đầu sau tiến tới ổn định Kết qu cho thấy, để tăng tốc đ hòa tan, nên tiến hành thêm đ ng tác t o dòng ch y để tăng m c đ tiếp xúc hóa phNm bề mặt lắng đọng III.4 Nghiên c u đ xu t công ngh x lý phù h p Theo kinh nghiệm c a nhiều hãng dịch vụ, th tự xử lý cần đ ợc tiến hành nh sau: Xử lý hòa tan hữu c tr ớc, xử lý hịa tan vơ c sau Lý c a việc là: Quy luật cho thấy, lắng đọng vô c th ng phân bố đ sâu lớn h n nhiều so với lắng đọng hữu c th ng bề mặt lắng đọng vơ c bám m t lớp lắng đọng hữu c Chính vậy, để xử lý đ ợc lắng đọng vô c bao gi ng i ta ph i tính đến việc hịa tan phần hữu c bám bề mặt Chỉ sau lớp hữu c đ ợc bóc đi, hóa phNm lo i trừ lắng đọng vơ c có nhiều c h i tiếp xúc với vật liệu cần lo i trừ N hững điều vừa nêu gi i thích t i hãng dịch vụ tiến hành thực theo th tự: xử lý hòa tan hữu c tr ớc, xử lý hịa tan vơ c sau Chúng tơi đề xuất th tự cụ thể b m tệp hóa phNm xử lý lo i trừ đồng th i lắng đọng hữu c lắng đọng vô c nh đ ợc mơ t hình 3.14 d ới N h ng yêu c u v an toàn pha ch h n h p dung môi h u c h n h p axit ch t chelate 1) Bồn ch a dung môi hữu c , h n hợp axit dung dịch chất chelate t i c cần ph i lắp dụng cụ đo mực chất lỏng thiết bị rót axit thừa Bồn ch a ph i đ ợc trang bị cửa nắp có đậy sít chặt 2) Tất c bồn ch a dung môi hữu c , h n hợp axit, dung dịch chất chelate t i c vận chuyển chúng cần ph i chịu đ ợc tác đ ng c a axit 3) Các ống cao su ống mềm cần ph i đ ợc liên kết đầu nối kín chuyên dụng 4) Các can thùng phuy đựng dung môi hữu c , h n hợp axit, dung dịch chất chelate cần ph i đ ợc đóng kín nút để vào vị trí kho chun dụng Khơng để dụng cụ ch a dung môi hữu c gần dụng cụ dễ bắt lửa 5) Khi rót dung mơi hữu c , h n hợp axit, dung dịch chất chelate cần ph i sử dụng ống xifơng b tự rót Cơng nhân làm việc với dung môi hữu c , h n hợp axit dung dịch chất chelate cần ph i đ ng tr ớc gió (đ ng đầu gió) N i rót dung mơi hữu c , h n hợp axit, dung dịch chất chelate cần ph i n i thơng thống 6) Khi chuNn bị b m dung môi hữu c , h n hợp axit dung dịch chất chelate cần ph i sử dụng máy b m chuyên dụng chịu đ ợc ăn mòn 58 10) Tiến hành gọi dòng s n phNm 9) B m diezen n ớc muối ép toàn b phần dung dịch xử lý vào vỉa 8) B m phần dung dịch hịa tan vơ c th - N gâm giếng 7) B m phần dung dịch hịa tan vơ c th - N gâm giếng 6) B m phần dung dịch hòa tan vô c th - N gâm giếng 5) B m dung môi dung dịch đệm từ dung môi đồng hòa tan 4) B m phần dung dịch hòa tan lắng đọng hữu c th - N gâm giếng 3) B m phần dung dịch hòa tan lắng đọng hữu c th - N gâm giếng 2) B m phần dung dịch hòa tan lắng đọng hữu c th - N gâm giếng 1) B m diezen ép dầu vào vỉa làm đệm tr ớc b m dung dịch hòa tan lắng đọng hữu c Hình 3.14 - Th t b m t p hóa ph m x lý đ ng th i l ng đ ng h u c l ng đ ng vô c 7) Công nhân cần ph i đ ợc trang bị quần áo b o h dụng cụ b o vệ cá nhận cho ng i (kính, găng tay cao su, t p dề…) 8) N i tiến hành công việc cần ph i đ ợc trang bị bồn ch a n ớc ngọt, dung dịch kiềm (5 lít dung dịch N a2CO3 với nồng đ 1÷2 % N aHCO3) dung dịch axit boric (1lít) 9) Khi bị dung mơi hữu c , h n hợp axit dung dịch chất chelate bắn vào mặt c thể cần ph i nhanh chóng rửa n ớc Với dung dịch axit, chất chelate pH thấp cần rửa thêm dung dịch N a2CO3 N aHCO3 10) Trong tr ng hợp dung môi hữu c , dung dịch chất chelate bị đổ xuống sàn ph i nhanh chóng rửa n i n ớc dung dịch xút 11) Khi hít m t l ợng lớn khí h i dung môi hữu c , h n hợp axit dung dịch chất chelate bị ng đ c th ng bị khó th Trong tr ng hợp 59 Nh ng yêu c u an toàn ti n hành x lý gi ng dung môi h u c , h n h p axit ch t chelate 1) Các bồn dung môi hữu c , h n hợp axit chất chelate, máy b m, buồng điều khiển cần đ ợc đặt có tính đến h ớng gió, cho h i dung môi hữu c , h n hợp axit chất chelate không bay vào n i làm việc c a nhân viên phục vụ 2) Tất c đ ng ống b m dung dịch dung môi hữu c , h n hợp axit chất chelate cần ph i đ ợc ép thử b i áp suất 1,5 lần áp suất làm việc Trên đ ng ống b m thiết ph i lắp van ng ợc Trong th i gian ép thử đ ng ống b m dung dịch dung môi hữu c , h n hợp axit chất chelate, nhân viên phục vụ cần ph i vị trí an tồn 3) Cần ph i đ m b o liên l c th ng xuyên điện đàm tất c nhân viên tham gia công việc: nhân viên giám sát, nhân viên điều khiển máy b m dung môi hữu c , chất chelate, máy b m chuyển dầu, máy b m trám xi-măng, lãnh đ o công việc 4) Trong tr ng hợp đ ng ống b m bị ch y rò cần ph i dừng b m, gi m áp suất xuống đến áp suất khí rửa đ ng ống n ớc 5) Đ ng ống từ máy b m cần ph i đ ợc gắn chặt vào cấu kiện c a giàn 6) Tất c bồn ch a dung môi hữu c , h n hợp axit chất chelate cần ph i đ ợc kết nối với lắp đặt van chặn để đ m b o b m vào giếng đ ợc liên tục 7) N hân viên làm việc với dung môi hữu c , h n hợp axit chất chelate cần ph i đ ợc trang bị kính b o vệ, quần áo b o h chuyên dụng găng tay v i nỉ v i chịu đ ợc axit, ng cao su t p dề 60 K t lu n chung Phần tổng quan chung đề cập rõ khái niệm chung d ng lắng đọng hữu c , lắng đọng vô c cần khai thác, ph ng pháp hệ hóa phNm phổ biến dùng xử lý lo i trừ d ng lắng đọng Phần tổng quan t o tiền đề tốt cho định h ớng nghiên c u lựa chọn hệ hóa phNm cơng nghệ cho xử lý lo i trừ d ng lắng đọng Phần nghiên c u lựa chọn hệ hóa phNm xử lý lắng đọng hữu c lựa chọn đ ợc 03 ph ng án hóa phNm cho mục đích hệ 100% Kerosen, 90% Kerosen + 10% chất HĐBM1; 90% Kerosen + 10% Diezen Phần nghiên c u lựa chọn hệ hóa phNm xử lý lắng đọng vô c cho phép chọn đ ợc 02 hệ hóa phNm: 01 c s h n hợp c a axit axetic, axit focmic; 01 c s hợp chất N a4EDTA N ghiên c u so sánh cho thấy, hệ hóa phNm c s N a4EDTA chế t o đ ợc t ng đ ng với hệ hóa phNm Disolvine c a hãng Akzo N obel Đã thiết lập đ ợc công nghệ cho phép xử lý đồng th i lắng đọng hữu c , lắng đọng vô c cần khai thác m t đợt xử lý 61 Tài li u tham kh o Tài li u Ti ng Vi t: [1] Hoàng Văn Thắm, D ng Thị Thắng, Hoàng Long, Lê Vũ Quân., N ghiên c u ng dụng Enzyme Petrofin HC - Ezyme cơng nghiệp dầu khí H i nghị Khoa học Cơng nghệ Viện Dầu khí 25 năm xây dựng tr ng thành, N hà xuất b n Khoa học Kỹ thuật, Hà N i - 2003 Tài li u Ti ng Anh: [2] Akzo N obel : Functional Chemicals [3] Brown W Y., The Carter Oil Co., Prevention and Removal of Paraffin Accumulations Copyright 1940 American Petroleum Institute, Paper N umber 40-085 [4] Carlos N agib Khalil, Alberto Cunha Carneiro Da Sikva; Method for The Thermo-chemical Dewaxing of Large Dimension Lines; US Patent N o.: 5,824,160; Oct 1998 [5] Carlos N agib Khalil; Regis K Romeu; Petroleo Brasileiro; Process for the dewaxing of prodution Formation, US Patent 5.183.158, Feb 1993 [6] Carlos N Khalil; Régis K Romeu, both of Rio de Janeiro; André Rabinovitz, Bahia, all of Brazil, “Process for the dewaxing of producing formations”, US patent 5183581, Feb 2, 1993 [7] Celso Rodrigo De Souza; Carlos N agib Khalil, both of Rio de Janeiro Brazil; Method for The Thermo-chemical Dewaxing of Large Dimension Lines; US Patent N o.: 6,003,528; Dec 1999 [8] Chapter - Prodution Chemistry Supplied by The British Library-“The world’s knowledge” [9] Coulter G R and Kline W E.:" EDTA Removes Formation Damage at Prudhoe Bay", paper SPE presented at the 57th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE held in N ew Orleans, LA, Sep 25-27, 1982 [10] Duc A N guyen, Flavio Faria de Moraes, and H Scott Fogler, Department of Chemical Engineering, University of Michigan, Ann Arbor, Michigan 48109-2136, and Departamento de Engenharia Quimica, Universidade Estadual de Maringa, Avenida Colombo 5790, Bloco D-90, Sala 102, 87020-900 Maringa, PR, Brazil, Fused Chemical Reactions Controlled 62 Release of a Catalyst To Control the Temperature Profile in Tubular Reactors [11] Eastern Solution a Division of Harris Oil Company; P-44S Paraffin Solvent [12] Encyclopedia of Chemical Technology - 2nd Ed-N ew York (1976)-N o 22 [13] Enhanced Pipeline Cleaning using Combined Mechanical and Chemical Techniques Surestream www.surestream-fas.com [14] Frenier W.W., SPE, C.N Fredd and F Chang, SPE, Schlumberger Hydroxyaminocarboxylic Acids Produce Superior Formulations for Matrix Stimulation of Carbonates at High Temperatures SPE 71696 [15] Freund M., Csikos R., Keszthelyi S., Mozes GY., Parafin Products Properties, technologies, Applications Jont edition by Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam, The N etherland and The Publishing House of the Hungarian Academy of Sciences, Budapest, Hungary [16] Gordon K Goldman, Metairie, LA (US), “Chemical method of liquefaction and dispersion of paraffin waxes, asphaltenes and coke derived from various sources”, US 6322621 B1, N ov 27, 2001 [17] Jefferson P Ashton, Conroe; Hal W McSpadden, Woodlands; Tara T Velasco; Hang T N guyen, both of Houston, all of Tex, “Method of and composition for removing paraffin deposits from hydrocarbon transmission conduits”, US Patent 4755230, Jul 5, 1988 [18] Jerome S Als, Horizon Dr Bel Air La Ronbin, San Fernado; Composition and Method for Removing Deposits; US Patent N o 6,984,614 B1; Jan 2006 [19] Lbrahim J.M., SPE, Petronas Reseach and Scientific Services Shd Bhd., and K Ali, SPE, Petronas Carigali Sdn Bhd.; Thermochemical Solution for Removal of Orgenic Solids Deposit In and Aroud Wellbore and Prodution Tubing, SPE 93844, 2005 [20] Mansure A.J Sandia N ational Laboratories K.M Barker, Petrolite; Practical Hot Oiling and Hot Watering for Paraffin Control; Society of Petroleum Engineers, SPE 25484, 1993 [21] Marco Antonio Gomes Teixeirq Fatima Regina Dutra Faria and Maria Luisa Aleixo Gonflves PETROBRAS Research & Development CenterDivision of Chemistry Av Um Quadra 7, Cidade Universithia, Rio de 63 Janeiro, Brazil - CEP:21949-900 E-Mail: marco@cenpes.petrobras.com.br; The Experience of Petrobras With Characterizationn and Classification of Deposited Materials Founnd in Oil Production [22] Marvin I Trimble, Alberta (CA); Mark A Fleming, Blackfalds (CA); Blair L Andrew, Lacombe (CA); Greg A Tomusiak, Red Deer (CA); Peter M Di Giacinto, Seabrook, TX (US); Luc M Heymans, Dusseldorf (DE), “Method for removing asphaltene deposits”, US 2008/0020949 A1, Jan 24, 2008 [23] McClafin G G., and Whitfill D L.: “Control of Paraffin Deposition in Prodution Operation”, J Pet Tech., (N ov 1984) p.1965-1975 [24] McClafin G G., and Whitfill D L.: “Control of Paraffin Deposition in Prodution Operation”, SPE paper 12204, presented at the 58th Annual Technical Conference and Exhibition held in San Fransisco, CA, October 5-8, 1983 [25] Michael M Brezinski, Halliburton Energy Services Chelating Agents in Sour Well Acidizing: Methodology or Mythology SPE 54721(Copyright 1999, SPE) [26] MI - Drilling Fluids - Engineering Manual [27] Mike Crabtree Abredeen Scotland., David Eslinger Tulsa, Okalahoma, USA., Ashley Johnson, Rosharon, Texas., George King , BP Amoco Corporation Houston, Texas Fighting Scale-Removal and Prevention http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors99/aut99/fi ghting.pdf [28] Mike Brown J and James B Dobbs UN ICHEM A Division of BJ Services 14505 Torrey Chase Blvd Houston, Texas 77014; A N ovel Exothermic Process For The Removal of Paraffin Deposits In Hydrocacrbon Prodution [29] N elson Stanley White, Shreveport, La, “Hot oil detergent process”, US Patent 4089703, May 16, 1978 N elson Stanley White, Shreveport, La, “Hot oil detergent process”, US Patent 4089703, May 16, 1978 [30] N oman Shahreyar B.S.Ch.E, Petroleum Engineering Submitted to the Graduate Faculty of TexasTech University in Partial Fulfillment of the Requirements for the Degree of Master of Science in Petroleum Engineering, Review of parafin control and removal in oil wells using southwestern Petroleum short course searchable database, Journal of 64 Petroleum Science and Engineering [31] Pacheco-Sanchez J.H and Mansoori G.A “In Situ remediation of heavy organic deposits using aromatic solvents” Proceedings of the 5th Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition, SPE Paper № 38966, 13p, 1997 [32] Paul R Hart; J Michael Brown, both of The Woodlands, Tex, “Methods for melting and dispersing paraffin wax in oil field production equipment”, US Patent 5484488, Jan 16, 1996 [33] Peng Gao, Jinjun Zhang and Guxixia Ma, Direct image-based fraclal characterization of morphologies and structures of wax crystals in waxy crude oils MOE Key Laborarory of Petroleum Engineering (Beijing Key Laboratory of Urban Oil & Gas Distribution Technology), China University of Petroleum (Beijing), Beijing Changping 102249, People’s Republic ò China Publiched 27 N ovember 2006 [34] Ralph Schulte, RMOTC, Final Report KKG Group Paraffin Removal, US Depatment of Energy/Rocky Mountain Oilfield Testing Center, 907 N , Poplar, Suite 150, Casper, WY 82601, Published Dec 2001 [35] Technical Manual for Drilling, Completion and Workover Fluid-Part 1Fundamental Aspects of Drilling Fluids Technology IDF [36] William R Spitzzer, P.O Box 920677, Houston, Tex 77292, “Plug for use in hot oil treatment of wells having paraffin deposits and method of use thereof”, US Patent 4655285, Apr 7, 1987 [37] Woo, G T., Garbis, S J., and Gray T C.: “Long-Term Cotrol of Parafin Deposition”, SPE 13 126, Paper presented at the 1984 SPE Annual Tehnical Conference and Exhubition, Texas, September 16-19, 1984 Tài li u Ti ng Nga: [38] ., - 1979 N 12-14 [39] ., , , 1982 N [40] “ 65 N o 0229/03 - 03-ISG ”, 2004 Báo cáo tổng kết đề tài: “C chế sa lắng muối, nh h ng c a c chế sa lắng muối lên tính chất thấm ch a móng B ch Hổ, hệ thống b m ép thiết bị công nghệ, biện pháp khắc phục” Báo cáo thu c hợp đồng kinh tế số: 0229/03-T03-ISG Hà N i 2004 [41] P C c p [42] 1979 ., 2002 [43] ., “ [44] ., , “ ” ( 2, , “ , 2003 “ ” ( , ” ) ” ( “ ) , [45] .- [46] ., ) , , : , 1970 - 192 , Ч 2002 66 , 1977