Đang tải... (xem toàn văn)
Untitled BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT PHAN ĐỨC TUẤN NGHIÊN CỨU XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFFIN MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG BẰNG PHƯƠNG PHÁP NHIỆT HÓA ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM Ngành Kỹ thuật d[.]
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT PHAN ĐỨC TUẤN NGHIÊN CỨU XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFFIN MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG BẰNG PHƯƠNG PHÁP NHIỆT - HÓA ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 9520604 LUẬN ÁN TIẾN SỸ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS TS Trần Đình Kiên TS Nguyễn Thúc Kháng Hà Nội, 2021 i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu Luận án trung thực chưa công bố cơng trình khác Hà Nội, ngày tháng năm 2021 Tác giả Luận án Phan Đức Tuấn ii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i MỤC LỤC ii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT v DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ vii DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU ix MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN HỆ THỐNG THU GOM, XỬ LÝ VÀ VẬN CHUYỂN DẦU TRÊN CÁC MỎ QUA HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM DƯỚI BIỂN 1.1 Đặc tính lý hóa dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro 1.1.1 Hàm lượng paraffin dầu khai thác mỏ Vietsovpetro 1.1.2 Nhiệt độ đông đặc dầu thô 1.1.3 Độ nhớt 1.1.4 Sự đa dạng đặc tính lý hóa dầu thơ 11 1.2 Tổng quan công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin kinh nghiệm xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin giới 14 1.2.1 Tổng quan phương pháp xử lý vận chuyển dầu thô 14 1.2.2 Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin giới 20 1.3 Những khó khăn thách thức điều kiện đặc thù Vietsovpetro xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin 23 1.3.1 Thách thức tính chất dầu thơ khai thác mỏ Vietsovpetro 23 1.3.2 Vấn đề lắng đọng paraffin đường ống vận chuyển dầu 23 1.3.3 Lắng đọng muối hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu vấn đề tạo nhũ bền vững 25 1.3.4 Đặc tính đường ống dùng để vận chuyển dầu mỏ Bạch Hồ, Rồng mỏ kết nối 26 1.3.5 Vấn đề xung động áp suất hệ thống thu gom, vận chuyển 27 iii 1.4 Các giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin ứng dụng Vietsovpetro 29 1.4.1 Xử lý dầu gia nhiệt 29 1.4.2 Xử lý dầu hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc 30 1.4.3 Sử dụng địa nhiệt xử lý dầu hóa phẩm PPD 30 1.4.4 Giải pháp sử dụng nhiệt lượng thải gas-turbine phát điện 30 1.4.5 Vận chuyển dầu bão hịa khí 30 1.4.6 Bơm dầu nhiều paraffin với dung môi dầu độ nhớt thấp 31 1.5 Các đề tài cơng trình liên quan 31 CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LẮNG ĐỌNG PARAFFIN, TÍNH LƯU BIẾN VÀ CÁC NHÓM GIẢI PHÁP XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFFIN TRONG QUÁ TRÌNH VẬN CHUYÊN DẦU Ở MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG 36 2.1 Lắng đọng paraffin, chế gây lắng đọng giải pháp xử lý 36 2.1.1 Lắng đọng paraffin khai thác dầu khí 36 2.1.2 Cơ chế gây lắng đọng paraffin 37 2.1.3 Các phương pháp xử lý lắng đọng dầu thô nhiều paraffin 41 2.1.4 Sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) cho dầu thô 42 2.2 Tổng hợp đánh giá kết nghiên cứu tính lưu biến dầu mỏ Vietsovpetro 46 2.2.1 Mơ hình chất lỏng nhớt dẻo Bingham 46 2.2.2 Mơ hình chất lỏng nhớt dẻo khơng tuyến tính Bulkley-Herschel 49 2.3 Nghiên cứu tính lưu biến nhũ tương mỏ Bạch Hổ Rồng giai đoạn cuối mỏ 53 2.3.1 Mơ hình tốn học tính lưu biến nhũ dầu nước mỏ Bạch Hổ 53 2.3.2 Tổng hợp kết nghiên cứu tính lưu biến nhũ tương dầu - nước mỏ Bạch Hổ Rồng 55 2.4 Các kết nghiên cứu tính lưu biến nhũ tương dầu - nước mỏ Cá Tầm 56 2.4.1 Sơ lược mỏ Cá Tầm 57 iv 2.4.2 Phương pháp tạo nhũ tương phòng thí nghiệm 57 2.4.3 Phương pháp xác định độ nhớt động học 58 2.4.4 Mơ hình tốn học lưu biến cho dầu thô mỏ Cá Tầm –Vietsovpetro 59 2.5 Tổng hợp đánh giá giải pháp giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin ứng dụng Vietsovpetro 63 2.5.1 Xử lý dầu gia nhiệt dùng hóa phẩm Crompic 63 2.5.2 Vận chuyển hỗn hợp dầu – khí 66 2.5.3 Vận chuyển dầu bão hịa khí thiết bị tách khí sơ 66 2.5.4 Xử lý gia nhiệt kết hợp với hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để vận chuyển dầu mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ 68 2.5.5 Sử dụng địa nhiệt kết hợp với hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc vận chuyển dầu mỏ Rồng 68 2.5.6 Vận chuyển dầu pha loãng với condensate 70 CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP NHIỆT HÓA ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM VÀ VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN CỦA VIETSOVPETRO VÀ CÁC MỎ KẾT NỐI BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM NGOÀI KHƠI 72 3.1 Giải pháp xử lý nhiệt – hóa xử lý vận chuyển dầu thô 72 3.1.1 Xử lý gia nhiệt cho dầu 72 3.1.2 Xử lý dầu hóa phẩm PPD 75 3.1.3 Xử lý gia nhiệt kết hợp với PPD 80 3.2 Nghiên cứu hoàn thiện giải pháp nhiệt hóa xử lý dầu điều kiện đặc thù Vietsovpetro 82 3.2.1 Giải pháp gia nhiệt lượng nhiệt từ khí thải Turbin 83 3.2.2 Nghiên cứu phương pháp xử lý dầu lượng địa nhiệt 90 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 99 TÀI LIỆU THAM KHẢO 103 v DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT PLEM : Cụm phân dòng ngầm cho FSO CPP : Giàn công nghệ trung tâm MSP : Giàn cố định mỏ Bạch Hổ RP : Giàn cố định mỏ Rồng BT : Giàn đầu giếng (giàn nhẹ mini) BK : Giàn RC : Giàn nhẹ mỏ Rồng ThTC : Giàn nhẹ mỏ Thỏ Trắng GTC : Giàn nhẹ mỏ Gấu Trắng GVC : Giảng viên GOST : Hệ thống tiêu chuẩn CHLB Nga API : Hệ thống tiêu chuẩn Viện Dầu khí Hoa Kỳ PPD : Hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc dầu FSO, UBN : Kho chứa xuất dầu thô KL : Khối lượng nhẹ mỏ Bạch Hổ XNLD Vietsovpetro, Vietsovpetro : Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro Bạch Hổ : Mỏ Bạch Hổ Gấu Trắng : Mỏ Gấu Trắng Nam Rồng – Đồi Mồi : Mỏ hợp Nam Rồng – Đồi Mồi Rồng : Mỏ Rồng Thỏ Trắng : Mỏ Thỏ Trắng NCS : Nghiên cứu sinh UPOG : Thiết bị tách khí sơ TS : Tiến sĩ P : Áp suất, kg/cm2 - atm - Pa λ : Độ dẫn nhiệt, W/(m·C) φ : Độ dốc, độ μ : Độ nhớt động lực, Pa.s vi υ : Độ nhớt động học, m2/s Ø : Đường kính ống, mm M : Khối lượng phân tử, g/mol ρ : Khối lượng riêng, kg/m3 Q : Lưu lượng (dầu, khí, nước), m3/ngày T : Nhiệt độ, oC t : Thời gian, - phút - giây S : Tiết diện, m2 G : Tỷ số khí dầu, m3/ m3 τ : Ứng suất trượt, Pa v : Vận tốc dòng chảy, m/s WAT : Nhiệt độ xuất lắng đọng pafaffin-sáp WDT : Nhiệt độ không xuất lắng đọng pafaffin vii DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Hình 1 Cấu trúc paraffin Hình Hình ảnh minh họa lắng đọng hữu 37 Hình 2 Đường cong chảy dầu mỏ Bạch Hổ 47 Hình Đường cong chảy dầu mỏ Rồng 47 Hình Đường cong chảy dầu tầng Oligoxen mỏ Bạch Hổ 50 Hình Đường phụ thuộc độ nhớt dầu tầng Oligoxen vào nhiệt độ 50 Hình Phương trình mơ tả đặc trưng lưu biến dầu tầng Oligoxen mỏ Bạch Hổ 51 Hình Sơ đồ chuẩn bị mẫu nhũ tương dầu-nước phịng thí nghiệm 57 Hình Hệ thống MV viscometer Rotovisco VT-550 58 Hình Sự phụ thuộc độ nhớt hỗn hợp dầu thô vào hàm lượng nước 60 Hình 10 Nhiệt độ đơng đặc dầu xử lý dung dịch 10% Crompic 64 Hình 11 Hệ thống công nghệ giải pháp xử lý gia nhiệt dùng Crompic xử lý để vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ 65 Hình Ảnh hưởng nhiệt độ đến độ nhớt dầu Bạch Hổ Rồng 75 Hình Cơ chế tác dụng phụ gia PPD lên dầu thô 77 Hình 3 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu mỏ Rồng không xử lý xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc 78 Hình Độ nhớt dầu thơ mỏ Rồng khơng xử lý xử lý hóa phẩm 79 Hình Độ nhớt dầu thô mỏ Bạch Hổ không xử lý xử lý hóa phẩm 80 Hình Hình thái tinh thể paraffin dầu Bạch Hổ xử lý nhiệt 82 Hình Hình thái tinh thể paraffin dầu Bạch Hổ xử lý hóa phẩm PPD1 82 Hình Hình thể đám tinh thể paraffin dầu Rồng xử lý nhiệt 82 Hình Hình thái tinh thể paraffin dầu Rồng xử lý phụ gia 82 Hình 10 Sơ đồ hệ thống gia nhiệt cho dầu thô giàn CNTT-3 84 Hình 11 Sơ đồ hệ thống gia nhiệt cho dầu thô giàn CNTT-2 86 Hình 12 Sự phụ thuộc nhiệt độ vào chiều sâu tầng Móng 91 Hình 13 Sự phụ thuộc nhiệt độ vào chiều sâu tấng Mioxen 91 viii Hình 14 Sự phụ thuộc nhiệt độ vào chiều sâu tấng Oligoxen 92 Hình 15 Biểu diễn tương quan nhiệt độ xử lý dầu nhiệt độ đông đặc dầu đạt sau xử lý gia nhiệt 92 Hình 16 Sơ đồ nguyên tắc vị trí lắp đặt bơm ép hóa phẩm vào giếng 93 Hình 17 Gradient nhiệt độ giếng A với Q=95m3/ngày 96 Hình 18 Gradient nhiệt độ giếng B với Q=80m3/ngày 97 ix DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Bảng 1 Đặc tính lý hóa dầu thơ mỏ Vietsovpetro Bảng Đặc tính lý hóa dầu thơ mỏ NR-ĐM (Giàn RC-DM) Bảng Đặc tính lý hóa dầu thơ mỏ NR-ĐM (Giàn RC-4) Bảng Đặc tính lý hóa dầu thơ mỏ Gấu Trắng 10 Bảng Đặc tính lý hóa dầu thơ mỏ Cá Tầm 10 Bảng Đặc tính lý hóa dầu thơ khai thác địa tầng khác mỏ Bạch Hổ 12 Bảng 1.7 Đặc tính lý hóa dầu thơ khai thác giếng mỏ Rồng 13 Bảng Tóm tắt giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống 20 Bảng 1Mơ hình lưu biến dầu mỏ Bạch Hổ 49 Bảng 2 Mơ hình lưu biến dầu mỏ Rồng 49 Bảng Các tham số lưu biến dầu tầng Oligocen mỏ Bạch Hổ 51 Bảng Đánh giá sai số mơ hình lưu biến dầu tầng Oligocen mỏ Bạch Hổ 52 Bảng Các thơng số mơ tả tính lưu biến nhũ tương dầu thô mỏ Cá Tầm 60 Bảng Các hệ số hệ phương trình (2.23) 61 Bảng Ảnh hưởng gia nhiệt đến nhiệt độ đông đặc dầu mỏ Bạch hổ Rồng 73 Bảng Ảnh hưởng hóa phẩm PPD đến nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Rồng 79 Bảng 3 Bảng tính lượng nhiệt cần thiết để nung nóng dầu thơ giàn CNTT-2 từ 420C lên đến 600C 88 Bảng Giá trị nhỏ nhất, lớn trung bình độ dẫn nhiệt, gradient nhiệt độ dịng nhiệt bể trầm tích chứa dầu khí thềm lục địa Việt Nam [33] 90 Bảng Thông số vỉa, lưu lượng dự kiến, PVT giếng A 95 Bảng Chiều sâu lắp đặt van gaslift giếng A 95 Bảng Thông số vỉa, lưu lượng dự kiến, PVT giếng B 96 Bảng Chiều sâu lắp đặt van gaslift giếng B 97 Nhiệt độ, oC 92 160 140 120 100 80 60 40 20 3000 y = 0.0225x + 42.907 R² = 0.2847 3200 3400 3600 3800 4000 4200 4400 Chiều sâu đo, m Hình 14 Sự phụ thuộc nhiệt độ vào chiều sâu tấng Oligoxen 3.2.2.3 Sử dụng địa nhiệt giải pháp xử lý hóa-nhiệt để vận chuyển dầu nhiều parafin mỏ Vietsovpetro Từ kết nghiên cứu tính lưu biến dầu thơ khai thác mỏ Bạch Hổ Rồng, cho thấy để xử lý dầu nhiều parafin đạt hiệu dầu thơ phải có nhiệt độ không thấp 65oC (T≥65oC) (cao nhiệt độ kết tinh parafin (WAT) khoảng 510oC) Trong Hình 3.15, trình bày hiệu xử lý dầu phụ thuộc vào nhiệt độ Nhiệt độ đông đặc, oC Vietsovpetro 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 Nhiệt độ xử lý, oC Xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc Xử lý nhiệt Hình 15 Biểu diễn tương quan nhiệt độ xử lý dầu nhiệt độ đông đặc dầu đạt sau xử lý gia nhiệt [37] Như vậy, hiệu xử lý dầu hóa phẩm làm giảm nhiệt độ đông đặc đạt 93 nhiệt độ T≥65oC Cho nên, việc thiết kế vị trí đặt van bơm ép lắp đặt đường ống dẫn hóa phẩm xuống giếng độ sâu có nhiệt độ T≥65oC cần thiết Và công tác xác định vị trí đặt van bơm ép thực dựa vào đường đặc tính gradient nhiệt độ mỏ làm sở cho việc xác định vị trí bơm ép xử lý dầu Hình 16 Sơ đồ nguyên tắc vị trí lắp đặt bơm ép hóa phẩm vào giếng [37] XÁC ĐỊNH CHIỀU SÂU LẮP ĐẶT VAN BƠM ÉP HĨA PHẨM Như trình bày phần trên, gradient địa nhiệt mở Bạch Hổ Rồng tuân theo qui luật phân bố Hình 3.12, 3.13, 3.14 Tuy nhiên gradient nhiệt độ lúc khơng có dịng chảy chất lưu giếng, nên để xác định vị trí lắp đặt van hóa phẩm có nhiệt độ T≥65oC, cần phải xem xét thêm ảnh hưởng dòng chất lưu lên gradient địa nhiệt, thông số gọi gradient nhiệt độ dọc thân giếng lúc giếng có dịng chảy chất lưu Nhiệt độ dọc thân giếng phụ thuộc vào nhiều yếu tố: hàm lượng nước sản phẩm, lưu lượng khai thác giếng, phương pháp khai thác mà gradient nhiệt độ giếng khác khác Các giếng khai thác phương pháp gaslift gradient nhiệt độ thấp so với đường gradient nhiệt độ giếng tự phun 94 Hiện đa số giếng khai thác Vietsovpetro khai thác gaslift nên vấn đề vận chuyển dầu nhiều parafin gặp nhiều khó khăn giảm nhiệt độ dịng dầu Chính việc xử lý dầu lịng giếng trước vào đường ống thu gom góp phần nâng cao hiệu công tác vận chuyển Cho nên việc xác định vị trí lắp đặt van hóa phẩm bơm ép cần xem xét tất yếu tố Trên sở kết thu đường gradient địa nhiệt cho tầng sản phẩm cụ thể khác nhau, nhiệt độ tầng sản phẩm số giếng cụ thể xác hóa đầu vào với số liệu đầu vào khác đưa vào phần mềm để xác định xác vị trí lắp đặt van hóa phẩm, nơi có nhiệt độ T≥65oC Các ứng dụng cụ thể để xác định vị trí lắp đặt van để đưa hóa phẩm xử lý vào giếng: GIẾNG A Giếng A thuộc mỏ Bạch Hổ, dự kiến khoan đến chiều sâu 2926m, khoảng vỉa khai thác 2819-2845m, đối tượng Mioxen Từ kết phân tích mẫu dầu thu từ kết khoan thăm dị cho thấy dầu có hàm lượng parafin cao, nhiệt độ dầu bề mặt thấp (29-45oC) Nên cần thiết phải lắp đặt van hóa phẩm để làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu Việc xác định vị trí đặt van bơm ép dựa vào đường gradient nhiệt độ dòng chất lưu xác định từ thơng số vỉa (trong nhiệt độ vỉa tùy thuộc vào tầng sản phẩm khai thác xác định từ công thức khác (3.1) (3.2) (3.3) trường hợp công thức (3.3), PVT, độ lệch giếng khoan, điểm bơm ép khí lưu lượng khí gaslift đưa vào thơng qua phần mềmPipesim Phần mơ chất lưu chế độ ổn định với mục đích mơ hình hóa dịng chảy nhiều pha hệ thống “vỉa-giếng” hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu khí, mơ hình hóa thiết kế giếng thiết bị lòng giếng từ đơn giản tới phức tạp, thiết kế thiết bị khai thác nhân tạo gaslift bơm điện chìm, tối ưu hóa hệ thống gaslift bơm điện chìm nhằm nâng cao tối đa sản lượng khai thác, giảm thiểu lượng khí gaslift lượng cần thiết cho bơm điện chìm để giảm chi phí đến mức tối thiểu Phần tính tốn đường gradient nhiệt độ giếng qui trình thiết kế tối ưu khai thác gaslift 95 Bảng Thông số vỉa, lưu lượng dự kiến, PVT giếng A [37] STT Thông sô Giá trị 148,898 Đơn vị Áp suất vỉa Chỉ số khai thác PI 1,9 m3/ngày/atm Nhiệt độ vỉa 87 o Phần trăm nước % Lưu lượng dầu 95 m3/ngày Tỷ số khí dầu GOR 60 m3/m3 Tỷ trọng khí 0,72 Tỷ trọng dầu 0,8519 Tỷ trọng nước 1,02 10 Đường kính NKT 73 mm 11 Áp suất miệng 26 atm 12 Áp suất khí gaslift 88 atm 13 Lưu lượng khí gaslift 25000 atm C m3/ngày Bảng Chiều sâu lắp đặt van gaslift giếng A [37] STT Thơng sơ Đặc tính Chiều sâu Đơn vị Van gaslift số Van khởi động 786 m Van gaslift số Van khởi động 1325 m Van gaslift số Van khởi động 1707 m Van gaslift số Van khởi động 1954 m Van gaslift số Van khởi động 2163 m Van gaslift số Van khởi động 2381 m Van gaslift số Van làm việc 2951 m Sau nhập đầy đủ thông số cần thiết cho việc xây dựng mơ hình khai thác giếng A, ta tiếp tục phân tích nhiệt độ theo chiều sâu giếng, với lưu lượng giếng dự kiến khai thác 95 m3/ngày Kết thu thể Hình 3.17 96 1005 m 65 Hình 17 Gradient nhiệt độ giếng A với Q=95m3/ngày Như chiều sâu lắp đặt van van hóa phẩm để bơm ép hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc dầu có hiệu không nhỏ 1005m (>=1005m) GIẾNG B Giếng B thuộc khu vực trung tâm mỏ Rồng, dự kiến khoan đến chiều sâu 2303m, khoảng vỉa khai thác 2200-2245 m, đối tượng Miocen Từ kết phân tích mẫu dầu thu từ kết khoan thăm dị khu vực mỏ, cho thấy dầu có hàm lượng paraffin cao, nhiệt độ dầu bề mặt thấp (30-44 oC) Nên cần thiết phải lắp đặt van hóa phẩm để làm giảm nhiệt độ đơng đặc dầu Việc xác định vị trí đặt van bơm ép dựa vào đường gradient nhiệt độ dòng chất lưu được xác định tương tự giếng B thông qua phần mềm ứng dụng, với nhiệt độ vỉa xác định từ công thức (3.3) cho tầng Miocen Bảng Thông số vỉa, lưu lượng dự kiến, PVT giếng B [37] STT Thông sô Giá trị 91,76 Đơn vị Áp suất vỉa atm Chỉ số khai thác PI 2,3 m3/ngày/atm Nhiệt độ vỉa 80 o Phần trăm nước C % 97 Lưu lượng dầu 80 m3/ngày Tỷ số khí dầu GOR 138,6 Tỷ trọng khí 0,72 Tỷ trọng dầu 0,8557 Tỷ trọng nước 1,02 10 Đường kính NKT 73 mm 11 Áp suất miệng atm 12 Áp suất khí gaslift 94 atm 13 Lưu lượng khí gaslift m3/m3 m3/ngày 10000 Bảng Chiều sâu lắp đặt van gaslift giếng B [37] STT Thông sô Đặc tính Chiều sâu Đơn vị Van gaslift số Van khởi động 892,9 m Van gaslift số Van khởi động 1598,6 m Van gaslift số Van làm việc 2050,6 m Kết thu với lưu lượng giếng dự kiến khai thác 95 m3/ngày thể Hình 3.18 Như chiều sâu lắp đặt van van hóa phẩm để bơm ép hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc dầu có hiệu không nhỏ 1077m (>=1077m) 1077 m 65 Hình 18 Gradient nhiệt độ giếng B với Q=80m3/ngày 98 Kết luận • Kết nghiên cứu nhận thấy, khơng có giải pháp chung để xử lý dầu nhiều paraffin cho tất mỏ cho mỏ giàn thời kỳ khai thác Các giải pháp xử lý dầu để khai thác vận chuyển dầu lựa chọn tùy trường hợp cụ thể phụ thuộc vào đặc thù vùng mỏ đó; • Nhiệt độ để xử lý dầu đạt hiệu nhiêt độ dầu không thấp 650C đạt kết qảu tối ưu khí nhiệt độ dầu đạt 80-900C; • Sử dụng nguồn nhiệt có sẵn cơng trình biển mỏ Bạch Hổ để gia nhiệt cho dầu nhiều paraffin mỏ Lô 09-1 giải pháp hữu hiệu mang lại hiệu kinh tế điều kiện Vietsovpetro, mà cụ thể nguồn lượng Tuabin khí nguồn địa nhiệt giếng dầu Việc tận dụng nguồn nhiệt lượng để xử lý dầu thô, lần đầu áp dụng mỏ Lô 09của Vietsovpetro Thành công này, mở hướng việc tận dụng nguồn lượng để xử lý dầu mỏ khác tập đồn dầu khí Việt Nam tương lai; • Kết nghiên cứu, xác định mối quan hệ động (các cơng thức để tính tốn) gradient nhiệt cho tầng sản phẩm, bao gồm tầng Miocen, Oligocen Móng mỏ lơ 09-1 Vietsovpetro • Việc xác định đường địa nhiệt tầng sản phẩm giếng khác nhau, cho phép xác hóa nhiệt độ dọc thân giêng vỉa sản phẩm giếng dầu, từ xác định xác vị trí lắt đặt van bơm hóa phẩm PPD độ sâu cần thiết, góp phần nâng cao hiệu xử lý dầu để vận chuyển dầu đường ống, điều đặc biệt xử lý dầu hóa phẩm có hiệu với giếng dầu có nhiệt độ miệng giếng thấp, khai thác gaslift 99 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Từ kết nghiên cứu ứng dụng luận án trình bày chương mục trên, tóm tắt, kết luận đề xuất số kiến nghị sau: KẾT LUẬN Dầu thô mỏ Bạch Hổ Rồng loại dầu thơ có hàm lượng paraffin, độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao nên thách thức lớn khai thác vận chuyển đường ống, đặc biệt thời kỳ khai thác sản lượng suy giảm, lưu lượng nhiệt độ hỗn hợp sản phẩm đường ống thấp; Hàm lượng nước dầu tăng, tính lưu biến dầu xấu Tuy nhiên, kết nghiên cứu phịng thí nghiệm nhũ tương dầu nước cho thấy, hàm lượng nước dầu vượt 68%, độ nhớt dầu lại giảm Như vậy, điểm chuyển pha nhũ tương nước dầu sang dầu nước dẩu thô mỏ Bạch Hổ khoảng 68% Ở mức độ ngập nước cao cho phép vận chuyển an toan sản phẩm khai thác mỏ Bạch Hổ Rồng đường ống ngầm xa (vì tinh linh động chất lỏng cao) Đây giải pháp áp dụng hiệu mỏ Vietsovpetro, giảm chi phí sử dụng hóa phẩm PPD để xử lý dầu; Tổng hợp việc xác định tính lưu biến hỗn hợp dầu khí giới Rất cơng trình tính đến ảnh hưởng lên tính lưu biến % nước nhiệt độ dầu, tính phức tạp thay đổi nhiều thơng số tính đặc thù mỏ Tuy nhiên, sở nghiên cứu, Lần tác giả đưa công thức xác định độ nhớt chất lưu khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng Cá Tầm phụ thuộc vào nhiệt độ, sở để cung cấp thông số đầu vào cho cơng tác thiết kế hốn cải hệ thống công nghệ thu gom, xử lý vận chuyển sản phẩm cơng trình/giữa mỏ Lơ 09-1 lơ dầu khí khác Vietsovpetro mà không cần xác định số liệu thực nghiệm thiết bị chuyên dụng đại, giảm chi phí dầu tư nghiên cứu Vietsovpetro; Kết nghiên cứu cho thấy, hiệu hóa phẩm PDD xử lý dầu thơ mỏ Vietsovpetro điều kiện, nhiệt độ dầu không nhỏ hơn 65oC, 100 đạt kết tối ưu nhiệt độ dầu đạt 80-90oC, làm sở quan trọng để xác đinh vị trí bơm hóa phẩm PPD phương pháp sử dụng địa nhiệt giếng dầu; Kết nghiên cứu luận án cho phép khẳng định, sử dụng nguồn nhiệt sẵn có cơng trình biển mỏ Bạch Hổ, Lô 09-1 để nung dầu đến nhiệt độ không thấp 65 oC tận dụng địa nhiệt giếng dầu để xử lý dầu có hiệu hoá phẩm PPD giải pháp hữu hiệu mang lại hiệu kinh tế kỹ thuật điều kiện Vietsovpetro nay; Công tác xử lý tổng hợp số liệu thực thực tế Vietsovpetro, cho phép tác giả xác lập mối quan hệ động (các cơng thức để tính toán) gradient địa nhiệt cho tầng sản phẩm, bao gồm tầng Miocen, Oligocen Móng mỏ Vietsovpetro Lơ 09-1, làm sở để tính tốn, xác định độ sâu giếng dầu, nơi có nhiệt độ không thấp 65 oC phục vụ công tác thiết kế, lắp đặt đường ống vào giếng xác định vị trí lắp đặt van bơm hóa phẩm PPD, góp phần bổ xung thêm giải pháp mởi giải pháp tính tốn t o vỉa dầu khí KIẾN NGHỊ Hiện Mỏ Bạch Hổ Rồng thời ký khai thác cuối, độ ngậm nước tăng cao ảnh hưởng lớn đến tính chất lý hóa lưu biến dầu khai thác theo thời gian Từ kết nghiên cứu luận án rõ, tính chất lý hóa lưu biến dầu khai thác mỏ Bạch Hổ Rồng ngày xấu đi, cần tiếp tục nghiên cứu tính lưu biến dầu để làm sở cho lựa chọn giải pháp cơng nghệ phù hợp q trình thu gom sản phẩm khai thác từ mỏ dầu đường ống ngầm; Đề xuất tiếp tục nghiên cứu sử dụng nguồn lượng có địa nhiệt nhiệt lượng khí thải nhằm tiết giảm chi phí để xây dựng sở hạ tầng chi phí vận hành Từ Kết nghiên cứu luận án phục vụ công tác thiết kế cho giếng có đường hóa phẩm mỏ Bạch Hổ Rồng mà cịn có khả áp dụng cho mỏ khác có điều kiện tương tự thềm lục địa Việt Nam 101 DANH MỤC CÁC BÀI BÁO, CƠNG TRÌNH KHOA HỌC CỦA TÁC GIẢ ĐÃ CÔNG BỐ Tiếng Việt: Phan Đức Tuấn, Cao Tùng Sơn, Trần Văn Thường, Phạm Bá Hiển, Trần Quốc Khởi, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hoài Vũ (2015), “Thách thức giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống khơng bọc cách nhiệt RP1÷UBN3 mỏ Rồng”, Tạp chí Khoa học Cơng nghệ Việt Nam, (05/2015), tr 42-45 Phan Đức Tuấn, Lê Khánh Huy, Đỗ Dương Phương Thảo, Nguyễn Hoài Vũ, Lê Quang Duyến, Lê Văn Nam (2016), “Đặc tính lý hóa dầu nhiều paraffin khai thác mỏ thuộc LD Việt - Nga Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (54), tr 29-34 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Hoài Vũ, Trần Ngọc Tân, Nguyễn Văn Chung, Phạm Trung Sơn, Lê Văn Nam (2017), “Nghiên cứu hoạt động đường ống vận chuyển dầu nhiều parafin điều kiện phức tạp liên doanh Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (58-4), tr 96-102 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Đình Kiên NNK, “Nghiên cứu tính chất lưu biến nhũ tương dầu – nước mỏ Cá Tầm”, Tạp chí Dầu khí số 3/2019, tr 26-31 tr Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Đình Kiên, NNK “Ứng dụng địa nhiệt giải pháp xử lý hóa nhiệt để vận chuyển dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng, Bể Cửu Long”, Tạp chí Dầu khí số 5/2018, tr 29-34 Phan Đức Tuấn, Phùng Đình Thực, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh, Akhmadeev A G., Nguyễn Hoài Vũ (2016), “Một số kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro mỏ kết nối, Báo cáo khoa học Hội nghị Khoa học Kỷ niệm 35 năm ngày thành lập Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro 30 năm khai thác dầu đầu tiên, tập II, tr 68-77 Phan Đức Tuấn, Từ Thành Nghĩa, Trần Văn Vĩnh, Phạm Bá Hiển, Trần Văn Thường, Tống Cảnh Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Thúc Kháng (2015), 102 “Vietsovpetro: Phát triển giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin”, Tạp chí Khoa học Cơng nghệ Việt Nam, (4/2015), tr 28-31 Phan Đức Tuấn, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Thúc Kháng (2017), “Nghiên cứu tính chất lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng để vận chuyển đường ống ngầm khơi”, Tạp chí Dầu Khí, (01/2017), tr 24-32 Phan Đức Tuấn, Trần Văn Vĩnh, Nguyễn Thúc Kháng, NNK, Nghiên cứu tận dụng nhiệt từ hệ thống khí xả tuabin khí phát điện giàn bơm ép vỉa PPD-40.000 để gia nhiệt dầu thô giàn CNTT-2, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất số 60, tr 65 – 70 Tiếng Anh: 10 Phan Duc Tuan, Phạm Thanh Vinh, Alberta A.X, Đoan Tien Lu, Nguyen Huu Nhan, Nguyen Hoai Vu, Chau Nhat Bang (2017), Study of optimization of high paraffinic crude oil transportation through uninsulated pipeline RP-1 → UBN-3, 2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp 217-225 11 Phan Duc Tuan, Pham Thanh Vinh, Nguyen Hoai Vu, Chau Nhat Bang (2017), Experience of assessment on oil & gas transportation pipeline by using simulation tools at joint venture Vietsovpetro 2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp 211-216 12 Phan Duc Tuan , Tran Van Vinh, Pham Ba Hien, Tran Quoc Khoi, Tran Van Thuong, Pham Thanh Vinh, Nguyen Hoai Vu (2015), “Transportation of high pour point waxy crude oils at low ambient temperature and low flow rate, «White Bear» oil filed (Socialist Republic of Vietnam)”, Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products - Institute of Energy Resources Transportation, (2/2015), pp 99 -109 103 TÀI LIỆU THAM KHẢO Đào Thị Hải Hà, Hoàng Linh, Lương Văn Tuyên (2013), Tổng hợp hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc cho dầu thô nhiều Paraffin mỏ Bạch Hổ khai thác vận chuyển ester Poly-triethanolamine, Tạp chí Dầu khí số 5/2013, tr 26-35 Hà Văn Bích, Vugovskoi V P., Phùng Đình Thực, Tống Cảnh Sơn, Lê Đình Hịe Cơng nghệ xử lý dầu mỏ XNLD để vận chuyển Tuyển tập Báo cáo Khoa học 15 năm XNLD Vietsovpetro (1981-1996), trang 342-350; Lê Khánh Huy, Đỗ Dương Phương Thảo, Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Lê Quang Duyến, Lê Văn Nam (2016), Đặc tính lý hóa dầu nhiều paraffin khai thác mỏ thuộc LD Việt - Nga “Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất số 54, 04-2016 (số chuyên đề kỷ niệm 50 năm thành lập Bộ môn Khoan – Khai thác), tr 29-34; Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hồi Vũ, Cơng nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin thềm lục địa Nam Việt Nam, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, 2016 Phùng Đình Thực Nghiên cứu hồn thiện cơng nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin, độ nhớt cao khai thác dầu khí thềm lục địa phía nam Việt Nam Trường Đại học Mỏ Địa chất (luận án Phó Tiến sỹ), 1995 Phùng Đình Thực Xử lý vận chuyển dầu mỏ Nhà xuất Đại học Quốc gia TP HCM – 2001 Phan Đức Tuấn, Cao Tùng Sơn, Trần Văn Thường, Phạm Bá Hiển, Trần Quốc Khởi, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hoài Vũ (2015), “Thách thức giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống khơng bọc cách nhiệt RP1÷UBN3 mỏ Rồng”, Tạp chí Khoa học Cơng nghệ Việt Nam, (05/2015), tr 42-45 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Hoài Vũ, Trần Ngọc Tân, Nguyễn Văn Chung, Phạm Trung Sơn, Lê Văn Nam (2017), “Nghiên cứu hoạt động đường ống vận chuyển dầu nhiều parafin điều kiện phức tạp liên doanh Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (58-4), tr 96-102 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Đình Kiên NNK, “Nghiên cứu tính chất lưu biến nhũ tương dầu – nước mỏ Cá Tầm”, Tạp chí Dầu khí số 104 3/2019, tr 26-31 tr 10 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Đình Kiên, NNK “Ứng dụng địa nhiệt giải pháp xử lý hóa nhiệt để vận chuyển dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng, Bể Cửu Long”, Tạp chí Dầu khí số 5/2018, tr 29-34 11 Phan Đức Tuấn, Phùng Đình Thực, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh, Akhmadeev A G., Nguyễn Hoài Vũ (2016), “Một số kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro mỏ kết nối, Báo cáo khoa học Hội nghị Khoa học Kỷ niệm 35 năm ngày thành lập Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro 30 năm khai thác dầu đầu tiên, tập II, tr 68-77 12 Phan Đức Tuấn, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hoài Vũ (2016), “Ứng dụng mơ hình mơ để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động đường ống vận chuyển dầu Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học Cơng nghệ Việt Nam, tập 6, (07/2016), tr 51-56 13 Phan Đức Tuấn, Trần Văn Vĩnh, Nguyễn Thúc Kháng, NNK, Nghiên cứu tận dụng nhiệt từ hệ thống khí xả tuabin khí phát điện giàn bơm ép vỉa PPD40.000 để gia nhiệt dầu thơ giàn CNTT-2, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất số 60, tr 65 – 70 14 Phan Đức Tuấn, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Thúc Kháng (2017), “Nghiên cứu tính chất lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng để vận chuyển đường ống ngầm khơi”, Tạp chí Dầu Khí, (01/2017), tr 24-32 15 Trần Huyên, Năng lượng lượng địa nhiệt Việt Nam (Kỳ 2), Hội dầu khí Việt Nam, 2015 16 Thái Hồng Chương, Phạm Xuân Toàn, Đào Viết Thân, Trương Biên (2010), Nghiên cứu phát triển chất làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Nam Rồng Đồi Mồi, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN quốc tế "Dầu khí Việt Nam 2010 Tăng tốc phát triển", Quyển 1, 830-836 17 Tống Cảnh Sơn, Lê Đình Hịe Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống mỏ dầu khí ngồi khơi liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro Tạp chí Dầu khí số 2/2015, trang 43-52; 18 TS Phùng Đình Thực, TS Tống Cảnh Sơn Phương pháp phân tích hệ động lực 105 học đường ống ngầm vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ Tuyển tập Hội nghị Khoa học Cơng nghệ 2000 “Ngành Dầu khí trước thềm kỷ 21”, tập II: trang 139-144 19 Từ Thành Nghĩa, Trần Văn Vĩnh, Phạm Bá Hiển, Trần Văn Thường, Tống Cảnh Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng LD Vietsovpetro: Phát triển giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin Tạp chí Khoa học Cơng nghệ Việt Nam số 4/2015, trang 28-31 20 Từ Thành Nghĩa, Trần Văn Vĩnh, Phạm Bá Hiển, Trần Văn Thường, Tống Cảnh Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng (2015), “Vietsovpetro: Phát triển giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin”, Tạp chí Khoa học Công nghệ Việt Nam, số 04/2015, tr 28-31; 21 ASTM Standard test method for pour point of petroleum products D97 2006 22 ASTM Standard test method for kinematic viscosity of transparent and opaque liquids D445 2006 23 Bigram M Baruah, B Tech (2001), Investigation of an advanced technique to select an optimal inhibition and removal method of paraffin deposition in oil wells, Texas Tech University, Texas 24 G P Van Engelen, C L Kaul, B Vos, H P Aranha Study of flow improvers for transportation of Bombay High crude oil through submarine pipelines Journal of Petroleum Technology 1981; 33(12): p 2539 – 2544 25 Nguyen Thuc Khang, Boiko V I, Le Ba Tuan Study and selection of the realizable and suitable solution for protection the subsea pipeline systems from inside corrosion on oil filed “White Tiger” - JV “Vietsovpetro” Scientific Workshop Multiphase Flow Application into Oil-Gas Industry, Chemical and Environmental Technology – Hanoi, April 19-22, 1999: p 72 – 78 26 Nguyen Thuc Khang, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, Phung Dinh Thuc A new approach for regime optimization of oil and gas mixture pipeline transportation SPE international SPE#88596 27 Pavel Kriz and Simon I Andersen (2005), Effect of asphaltene on crude oil wax cristallization, Energy Fuels, 19 (3), pp 948–953 28 Phan Duc Tuan , Tran Van Vinh, Pham Ba Hien, Tran Quoc Khoi, Tran Van 106 Thuong, Pham Thanh Vinh, Nguyen Hoai Vu (2015), “Transportation of high pour point waxy crude oils at low ambient temperature and low flow rate, «White Bear» oil filed (Socialist Republic of Vietnam)”, Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products - Institute of Energy Resources Transportation, (2/2015), pp 99 -109 29 Phan Duc Tuan, Pham Thanh Vinh, Alberta A.X, Đoan Tien Lu, Nguyen Huu Nhan, Nguyen Hoai Vu, Chau Nhat Bang (2017), Study of optimization of high paraffinic crude oil transportation through uninsulated pipeline RP-1 → UBN-3, 2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp 217-225 30 Phan Duc Tuan, Pham Thanh Vinh, Nguyen Hoai Vu, Chau Nhat Bang (2017), Experience of assessment on oil & gas transportation pipeline by using simulation tools at joint venture Vietsovpetro 2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp 211-216 31 Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Vugovskoi V.P., Le Dinh Hoe A new approach to study on thixotropic properties of waxy crude oils from Dragon and White Tiger Fields offshore Viet Nam SPE international SPE#54374 32 Wuhua Chen, Zhongchang Zhao, Caoyong Yin (2010), The interaction of waxes with pour point depressants, Fuel 89, Elservier 33 Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином ВНИИ 1997 34 Phung Dinh повышение Thuc Гидравлические надежности работы основы, системы совершенствование сбора, и транспорта высокопарафинистых нефтей на шельфе юга СРВ (2000) Aазербайджанская государственная нефтяная академиями "Геотехнологические проблемы нефти, газа и химии”, Баку (luận án Tiến sỹ Khoa học)