Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định về giàn công nghệ trung tâm ctp3 tại mỏ bạch hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT - - HÀ MẠNH HẢI NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM HỖN HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CƠNG NGHỆ TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI – 2018 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT - - HÀ MẠNH HẢI NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM HỖN HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 8520604 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS Hồng Anh Dũng LỜI CAM ĐOAN Tơi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực chƣa đƣợc cơng bố cơng trình nghiên cứu khác Hà Nội , Ngày … tháng … năm 2018 Tác giả luận văn Hà Mạnh Hải MỤC LỤC MỞ ĐẦU Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ PHƢƠNG PHÁP THU GOM HỖN HỢP DẦU KHÍ BẰNG ĐƢỜNG ỐNG 12 1.1 Lịch sử công tác thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí đƣờng ống khu vực bồn trũng Cửu Long 12 1.2 Công nghệ thu gom xử lý dầu nội mỏ Bạch Hổ 13 1.2.1 Công nghệ thu gom xử lý dầu mỏ bể Cửu Long 13 1.2.2 Công nghệ thu gom xử lý dầu mỏ bể Nam Côn Sơn 18 1.3 Đặc trƣng hệ thống thu gom 20 Chƣơng 2: LÝ THUYẾT VỀ DÒNG CHẢY THỦY LỰC BÊN TRONG ĐƢỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ 24 2.1 Các cấu trúc dòng chảy hỗn hợp dầu khí bên đƣờng ống 24 2.2 Tính toán thủy lực cho tuyến ống thu gom hai pha 28 2.2.1 Ranh giới cấu trúc 28 2.2.2 Cấu trúc nút vành khăn 30 2.2.3 Cấu trúc phân lớp 32 2.2.4 Hàm lƣợng khí thực 33 Chƣơng : NHỮNG BẤT CẬP TRONG CÔNG TÁC THU GOM HỖN HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CƠNG NGHỆ TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ TRONG GIAI ĐOẠN HIỆN NAY …… 36 3.1 Quy trình xử lý vận chuyển hỗn hợp dầu khí mỏ Bạch Hổ ……… 36 3.2 Quy trình vận hành hệ thống công tác thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí khu nội mỏ Bạch Hổ ……………………….……………….39 3.3 Những bất cập quy trình vận hành hệ thống thu gom , xử lý vận chuyển dầu khí trình khai thác mỏ Bạch Hổ …………… 43 Chƣơng : LỰA CHỌN PHƢƠNG ÁN PHÙ HỢP CHO CƠNG TÁC THU GOM HỖN HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ TRONG GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN LƢỢNG……………………………………………………………… 49 4.1 Các giải pháp xử lý trình thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí mỏ Bạch Hổ ………………………………………………… 49 4.2 Hoàn thiện phƣơng án thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định giàn công nghệ trung tâm CTP3 mỏ Bạch Hổ giai đoạn suy giảm sản lƣợng ………………………………………………………… … 70 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ…………………………………….………75 TÀI LIỆU THAM KHẢO…………………………………………… 77 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ Hình 1.1 Sơ đồ thu gom mỏ Bạch hổ mỏ Rồng……… 15 Hình 1.2 Sơ đồ thu gom mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi…………… 18 Hình 1.3 Sơ đồ thu gom dầu mỏ Đại Hùng……………… 19 Hình 1.4 Sơ đồ thu gom hai pha……………………………… 22 Hình 1.5 Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom hai pha………… 23 Hình 2.1.Các dạng dịng chảy tuyến ống ngang……… 25 Hình 2.2 Chế độ dịng chảy với vận tốc dịng khí…………… 26 Hình 2.3 Các dạng dịng chảy tuyến ống đứng………… 27 Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý bình C1 40 Hình 3.2: Sơ đồ nguyên lý bình tách C2 42 Hình 3.3 Lắng đọng parafin đƣờng ống dẫn dầu 48 Hình 4.1 Con thoi (pig) bệ phóng thoi 50 Hình 4.2 Tích tụ sa lắng muối đƣờng ống dẫn tới thiết bị xử lý dầu thô mỏ Bạch Hổ Hình 4.3 Ảnh hƣởng nhiệt độ tới độ hịa tan CaCO3 Hình 4.4 Ảnh hƣởng áp suất riêng phần CO2 tới độ hòa tan CaCO3 Hình 4.5 Ảnh hƣởng nhiệt độ tới độ hịa tan CaSO4 2H2O Hình 4.6 Ảnh hƣởng áp suất tới độ hòa tan CaSO4.2H2O CaSO4 53 56 56 57 57 Hình 4.7 Ảnh hƣởng hàm lƣợng NaCl tới độ hòa tan CaSO4 2H2O CaSO4 Hình 4.8 – Ảnh hƣởng áp suất riêng phần CO2 tới độ hịa tan nƣớc CaCO3 Hình 4.9 Ảnh hƣởng hàm lƣợng muối NaCl áp suất riêng phần CO2 tới độ hòa tan CaCO3 25oC Hình 4.10 Ảnh hƣởng số muối tan tới độ hịa tan CaCO3 Hình 4.11 – Ảnh hƣởng NaCl áp suất riêng phần CO2tới độ hịa tan CaSO4 Hình 4.12 Ảnh hƣởng số muối tan tới độ hòa tan CaSO4(ở nhiệt độ 250C) Hình 4.13 Ảnh hƣởng hàm lƣợng NaCl tới độ hịa tan BaSO4 Hình 4.14 Cơ chế hình thành tích tụ sa lắng muối dƣới có mặt hợp chất tan nƣớc chứa dầu 59 60 60 61 61 62 62 63 DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT Ký hiệu Tên đầy đủ Chú giải BK Block of Conductors Giàn nhẹ CPP Central Processing Platform CT Ca Tam FSO FPSO Giàn xử lý Công nghệ trung tâm Mỏ Cá Tầm Floating and Kho nổi, chứa xuất dầu Storage Offloading Floating Production Storage Kho nổi, xử lý, chứa xuất and Offloading dầu GLR Gas Liquid Ratio Tỉ số khí/lỏng GOR Gas Oil Ratio Tỉ số khí/dầu RP Rong Platform Mỏ Rồng MSP Marine Stationary Platform Giàn cố định VSP Vietsovpetro Liên doanh dầu khí Việt-Nga WAT Wax Appearance Temperature Nhiệt độ bắt đầu xuất paraffin DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 3.1 Tính chất lý hóa dầu thô khai thác mỏ thuộc Liên doanh Vietsovpetro Bảng 3.2 Tính chất lý hóa dầu thơ khai thác mỏ kết nối Tổng Công ty Thăm dị Khai thác Dầu khí (PVEP) 46 47 Bảng 4.1 Độ hòa tan CaSO4.2H2O nƣớc cất 58 Bảng 4.2 Kết xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lƣợng hóa chất khác 73 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Hiện nay, việc vận chuyển dầu thô tuyến ống thu gom, đặc biệt tuyến ống vận chuyển hai pha nhiều bất cập cần phải đƣợc nghiên cứu giải nhằm hoàn thiện hệ thống thu gom Xuất phát từ thực tế tuyến ống thu gom hai pha thƣờng gặp số phức tạp nhƣ sau: - Sự hình thành nút khí, gây khó khăn cho trình làm việc tuyến ống, làm giảm khả vận chuyển đƣờng ống; - Sự lắng đọng tạp chất, parafin trình vận chuyển làm ảnh hƣởng đến áp suất bơm, chí gây phá hủy đƣờng ống Việc nghiên cứu đầy đủ đặc tính dịng chảy nhằm xác định chế độ làm việc hợp lý cho tuyến ống vận chuyển hai pha có ý nghĩa quan trọng, góp phần hồn thiện hệ thống thu gom hỗn hợp dầu khí thềm lục địa phía Nam Việt Nam Chính vậy, nội dung đƣợc thực đề tài luận văn “Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao hiệu thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định giàn công nghệ trung tâm CTP3 mỏ Bạch Hổ.” cần thiết có ý nghĩa thực tiễn Mục đích nghiên cứu đề tài Nghiên cứu nhằm hồn thiện q trình thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định giàn cơng nghệ trung tâm CTP3 mỏ Bạch Hổ giai đoạn suy giảm sản lƣợng Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu đề tài 3.1 Đối tƣợng nghiên cứu 64 dòng chảy ép chúng vào thành), nên dễ bị hấp phụ lên bề mặt ống vốn đƣợc bao phủ lớp vật liệu hữu Tại điểm tách khí cần khai thác, tích tụ cặn sa lắng phát triển mạnh Nguyên nhân kết hợp việc tăng đột biến xác suất tạo mầm kết tinh có xuất lƣợng lớn bề mặt phân cách pha khí-lỏng, việc dòng chảy rối làm tăng xác suất va chạm tinh thể dẫn tới liên kết chúng Trong nhiều nghiên cứu, ngƣời ta phát rằng, chiều sâu 300 – 360m, nơi thƣờng xảy giãn nở mạnh chất khí nói chung, khí CO2 nói riêng cặn sa lắng đƣợc hình thành mạnh c Ảnh hƣởng thành phần dầu tới tích tụ cặn sa lắng Hình 4.14 Cơ chế hình thành tích tụ sa lắng muối dƣới có mặt hợp chất tan nƣớc chứa dầu Hợp phần hữu chứa cặn sa lắng thƣờng chứa asphanten, nhựa, parafin không no, hợp chất thơm, hợp chất chứa lƣu huỳnh, axit tan nƣớc, naftalen muối axit Theo kết nghiên cứu, vùng cận đáy 65 giếng, tính rối dòng chảy pha trộn mạnh nƣớc dầu, hợp chất tan nƣớc chứa dầu chuyển sang tan nƣớc nguyên nhân gây sa lắng muối vùng cận đáy giếng Cụ thể hơn, vai trò hợp chất tan nƣớc hấp phụ lên bề mặt tinh thể muối, hydrophốp hóa bề mặt chúng làm chúng dính lại với dính bề mặt kim loại Hình 4.14 mơ tả chế hình thành tích tụ sa lắng muối dƣới có mặt hợp chất tan nƣớc chứa dầu Cơ chế tƣơng tự nhƣ chế đƣợc dùng kỹ thuật tuyển chọn lọc Các hạt sau đƣợc hydrophốp hóa bề mặt dễ dàng bám bề mặt bọt khí để lên, khỏi hỗn hợp cần tuyển, sau lại đƣợc tách bỏ bọt kỹ thuật phá bọt Vì lý tƣơng tự nhƣ vậy, cặn sa lắng muối thƣờng có chứa bọt khí Thành phần hữu sa lắng chất hoạt động bề mặt có tác dụng làm giảm sức căng bề mặt ranh giới pha 4.1.2.4 Ảnh hƣởng tích tụ cặn sa lắng muối vơ tới q trình khai thác, xử lý, vận chuyển dầu Sa lắng muối xảy vùng cận đáy giếng dẫn tới giảm độ thấm vùng cận đáy giếng, giảm hiệu khai thác.Trong cần khai thác, sa lắng muối thƣờng dẫn đến tăng trở lực dòng chảy Việc tăng trở lực diễn đƣờng kính hiệu dụng cần khai thác nhỏ cặn sa lắng làm bề mặt ống mấp mô Các van thiết bị bơm chìm lịng giếng bị tắc khơng hoạt động đƣợc dƣới tác động sa lắng muối 4.1.3 Một số giải pháp khác nhằm hoàn thiện phƣơng án thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định giàn cơng nghệ trung tâm số Giàn công nghệ trung tâm số (CTP-3) đƣợc xây dựng vị trí khu vực phía Nam (gần BK-4) với dây chuyền cơng nghệ, có dây chuyền dự phịng Cơng suất xử lý dầu thƣơng phẩm dây chuyền 5000 tấn/ngày (lƣợng chất lƣu xử lý dây chuyền 18500 tấn/ngày).Tại thời điểm tại, hệ thống đƣờng ống thu gom dầu mỏ Bạch Hổ đƣợc phân chia thành 66 tuyến vận chuyển nhƣ sau: MSP-7 ÷ MSP-5 ÷ MSP-3 ÷ MSP-4 ÷ MSP-9 ÷ BK-3 ÷ BK-2 ÷ CPP-3 MSP-10/MSP-11 ÷ MSP-9 ÷ BK-3 ÷ BK-2 ÷ CPP-3 BK GTC-01/BK-16 ÷ BK-14 ÷ BK-9 ÷ CPP-3 Trong đó, tuyến ống nhƣng bao gồm đoạn bọc cách nhiệt không bọc cách nhiệt Qua thống kê, phân tích cho thấy, hầu hết đƣờng ống thu gom dầu khơng bọc cách nhiệt có thời gian hoạt động lâu, 20 năm, số đƣờng ống đƣợc đƣa vào sử dụng để thu gom dầu từ trình cải hốn đƣờng ống có chức vận chuyển khác Đồng thời, số đƣờng ống đƣợc xây dựng khơng hồn tồn đồng nhất, đƣợc hình thành từ đoạn đƣờng ống có quy cách, đƣờng kính khác Trong trình vận hành, số đƣờng ống khơng bọc cách nhiệt đƣợc cải hốn sử dụng để vận chuyển khí nhƣ đƣờng ống khơng bọc cách nhiệt MSP-3 ÷ MSP-1 Đến thời điểm tại, hệ thống đƣờng ống thu gom dầu không bọc cách nhiệt đóng vai trị quan trọng hệ thống thu gom dầu nội mỏ Bạch Hổ Tuy nhiên, thu gom dầu theo hệ thống đƣờng ống không bọc cách nhiệt gặp nhiều thách thức phức tạp tính chất đặc trƣng dầu Bạch Hổ, cụ thể: hàm lƣợng paraffin cao, độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao Ngoài ra, dựa vào nguồn lƣợng cung cấp cho vận hành hệ thống vận chuyển dầu chia thành hai loại nhƣ sau: cụm đƣờng ống vận chuyển dầu lƣợng vỉa (vận chuyển hỗn hợp dầu khí, dầu bão hịa khí) hay cịn gọi áp suất từ miệng giếng khai thác cụm đƣờng ống vận chuyển dầu lƣợng bơm (vận chuyển dầu tách khí).Với đặc thù cụm đƣờng ống vận chuyển dầu lƣợng vỉa cho thấy lƣợng lƣu lƣợng vận chuyển hỗn hợp chất lỏng khai thác đƣờng ống phụ thuộc hoàn toàn vào lƣu lƣợng khai thác áp suất đầu miệng giếng.Vì đặc thù hệ thống đƣờng ống nên việc lựa chọn tổ hợp giải pháp cơng nghệ vận 67 chuyển dầu phải tƣơng thích phù hợp với lƣu lƣợng (vận tốc) dòng chảy chi phí lƣợng cung cấp cho vận chuyển dầu Từ thực tế cho thấy vấn đề phức tạp hữu gây cản trở, phức tạp khó khăn vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ nhƣ đặc tính kỹ thuật đƣờng ống khơng tƣơng thích, nhiệt độ mơi trƣờng đáy biển thấp, dầu khai thác có nhiệt độ đơng đặc cao, giá trị độ nhớt cao… xuất yếu tố mới, là: Vào cuối đời mỏ, lƣợng (áp suất) vỉa thân dầu bị suy giảm gần đến giá trị tới hạn Thông qua số liệu đo theo thời gian động thái áp suất vỉa trung bình giếng khoan khối Trung tâm Móng từ năm 2005 đến năm 2016 cho thấy mức độ suy giảm lƣợng vỉa rõ nét Mặc dù có áp dụng giải pháp cơng nghệ bơm ép nƣớc trì áp suất vỉa nhƣng giai đoạn cuối đời mỏ nhịp độ suy giảm áp suất vỉa cao.Trong giai đoạn mỏ suy giảm sản lƣợng nảy sinh nhiều vấn đề phức tạp thu gom dầu khí Song song với việc suy giảm sản lƣợng khai thác việc suy giảm lƣợng vỉa thân dầu, tác nhân ảnh hƣởng trực tiếp đến trình vận hành thu gom vận chuyển dầu cụm đƣờng ống sử dụng lƣợng áp suất đầu miệng giếng, mà hệ lụy việc khơng đảm bảo đƣợc lƣợng cho vận chuyển dầu đƣờng ống, dẫn đến không đảm bảo đƣợc vận tốc dòng chảy, nhƣ tạo hội cho lắng đọng tắc nghẽn đƣờng ống Giai đoạn suy giảm sản lƣợng khai thác, có nghĩa lƣu lƣợng dòng chảy đƣờng ống suy giảm tƣơng ứng Những kết nghiên cứu phịng thí nghiệm mơ điều kiện vận chuyển nhiệt độ lƣu lƣợng thấp đƣờng ống cho thấy, dầu chuyển động đƣờng ống có tính chất lƣu biến chất lỏng mơ hình Bingham, bên đƣờng ống dẫn dầu xuất vùng ứ đọng paraffin “mềm” vùng “yên lặng” (dầu đông) Ở đoạn đầu đƣờng ống, nhiệt độ trung bình dầu cịn cao cịn mang tính chất chất lỏng Newton Tùy thuộc vào lƣu lƣợng vận chuyển dịng chảy 68 dầu ở chế độ chảy rối, nghĩa dầu chuyển dịch theo toàn tiết diện ống Khi nhiệt độ thành đƣờng ống thấp nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin, bên đƣờng ống bắt đầu xuất vùng lắng đọng paraffin “mềm” Tuy nhiên, vận tốc lắng đọng paraffin không đáng kể, nên bề dày lớp lắng đọng paraffin đƣợc ghi nhận nhỏ, tức vấn đề lắng đọng paraffin chƣa đáng lo ngại Trƣờng hợp đƣờng ống có kích thƣớc lớn, vận tốc dịng chảy thấp, dầu nhanh chóng bị nguội Khi đạt đến nhiệt độ tới hạn, dòng chảy chuyển sang chế độ chảy tầng nhiệt độ dầu thành ống nhỏ nhiệt độ trung bình dịng chất lỏng 8-100C Theo thời gian, cấu trúc không gian vùng ứ đọng dần trở nên bền vững khó bị đẩy khỏi đƣờng ống Ở chế độ dòng chảy tầng chất lỏng Bingham đƣờng ống không bọc cách nhiệt với lƣu lƣợng thấp xuất vùng ứ đọng khơng tránh khỏi Bề dày vùng ứ đọng chất lỏng dần tăng lên, dẫn đến tiết diện ống bị thu hẹp Nhƣ vậy, nguyên nhân phức tạp thu gom dầu nhiều paraffin đƣờng ống không bọc cách nhiệt hay đƣờng ống bọc cách nhiệt nhƣng có chiều dài lớn có lƣu lƣợng thấp nhƣ giai đoạn mỏ suy giảm sản lƣợng hình thành lớp lắng đọng paraffin xuất vùng ứ đọng dầu đông với độ dày chiều dài khác Khi vùng ứ đọng hình thành ống dày lên theo thời gian làm cho khả lƣu thông ống bị giảm đáng kể Ngoài ra, giai đoạn suy giảm sản lƣợng, hàm lƣợng nƣớc sản phẩm khai thác tăng cao, giếng khai thác tự phun giảm dần thay giếng khai thác theo phƣơng pháp học (bơm điện chìm, gaslift …) gây nên khó khăn thu gom, vận chuyển xử lý dầu Cụ thể giếng đƣợc chuyển sang khai thác phƣơng pháp khí nén gaslift, sản phẩm ngậm nƣớc giếng khai thác thƣờng tạo nên nhũ tƣơng nghịch “nƣớc dầu” bền vững Khi hàm lƣợng nƣớc sản phẩm giếng tăng làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng Khi hỗn hợp dịch chuyển ống khai thác 69 hay hệ thống thu gom, vận chuyển dầu làm cho mức độ pha trộn gia tăng, khuyếch tán hạt nƣớc dầu trở nên mạnh mẽ, độ nhớt dầu tăng mạnh dẫn đến gia tăng tổn hao áp suất vận chuyển chúng đƣờng ống, áp suất trung bình hệ thống thu gom sản phẩm khai thác mỏ tăng lên đáng kể Vận chuyển dầu khí dạng hỗn hợp khí lỏng từ BK đến giàn cơng nghệ trung tâm (CTP3) có nhiều thách thức lƣợng khí tách lớn đƣờng ống, tổn hao áp suất cục gia tăng, nút dầu hay nút khí tạo thành đƣờng ống vào hệ thống thu gom giàn CTP Giải vấn đề giảm áp suất hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí vận dụng giải pháp sau: * Giải pháp 1: Để giảm tải cho đƣờng ống, thực việc xây dựng thêm đƣờng ống phụ, kết nối từ BK đến giàn CTP (CTP-2/CTP-3) Việc có tác động tích cực đến việc giảm tổn hao áp suất đƣờng ống giảm công suất vận chuyển Tuy nhiên, tổn hao áp suất phần ống đứng theo hƣớng lên chuyển động cao Do đó, áp suất đầu đƣờng ống cao khó khăn phức tạp việc lắp đặt đƣờng ống phụ diện tích vùng nƣớc giới hạn mỏ nhƣ cần phải xây dựng thêm khối trụ đỡ chuyên dụng để lắp đặt lƣợng lớn ống đứng CTP Ngoài ra, lƣu lƣợng đƣờng ống giảm dẫn đến nhiệt độ hỗn hợp giảm nhanh trƣớc đến giàn CTP cần phải tái gia nhiệt cho dầu lên đến 60 0C để thực trình tách nƣớc hiệu * Giải pháp 2: sử dụng máy bơm hai pha để bơm hỗn hợp lỏng khí Sự hạn chế máy bơm sử dụng lƣợng điện lớn cần phải lắp đặt 02 máy bơm (một làm việc 01 dự phòng) Đối với BK cần có máy bơm hiệu suất cao công suất lớn để vận chuyển liên tục sản phẩm, nhiên thực tế BK khơng có đủ khơng gian để lắp đặt thiết bị 70 * Giải pháp 3: giảm áp suất hệ thống thu gom thực cách thay đổi cấu trúc dịng chảy hỗn hợp Thay đổi tỷ phần khí đƣờng ống giảm tổn hao áp suất, giảm xung động, đƣờng ống vận hành chuyển sang chế độ khơng có xung động Để giảm tỷ phần khí cần phải trang bị thêm thiết bị tách khí sơ (UPOG) Trong số lƣợng đƣờng ống khơng giải pháp 1, song chức đƣờng ống thay đổi Trong giải pháp nêu trên, giải pháp đƣợc áp dụng Vietsovpetro Việc sử dụng UPOG tách khí sơ cho phép giảm tổn hao áp suất hệ thống thu gom sản phẩm giếng, giải vấn đề giảm áp suất hệ thống thu gom sử dụng gaslift Ngoài ra, áp dụng phát triển cơng nghệ vận chuyển dầu khí từ BK đến CTP cách dùng UPOG nguồn lƣợng vỉa, cho phép chuyển đổi công nghệ vận chuyển dầu dùng máy bơm từ giàn MSP sang MSP khác đến giàn CTP cách không sử dụng máy bơm 4.2 Hoàn thiện phƣơng án thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn vệ tinh giàn công nghệ trung tâm CTP3 mỏ Bạch Hổ 4.2.1 Trộn dầu nhiều paraffin với dung môi dầu có độ nhớt thấp Để tăng tính lƣu biến dầu nhiều parafin pha lỗng với dung mơi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt nhiệt độ đông đặc thấp nhƣ: - Dầu thô parafin - Condensat thu hồi từ khí dầu - Các sản phẩm trình chƣng cất dầu mỏ: xăng, dầu hỏa, dầu diezen - Các dẫn suất Hydrocacbon nhƣ tetraclorua, clorua cacbon- - Các Hydrocacbon thơm nhƣ Benzene, Toluen Cơ chế q trình pa lỗng dầu parafin giải thích nhƣ sau: Độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lƣợng parafin Việc pha lỗng dầu thơ dung môi làm giảm nồng độ parafin, kéo theo giảm độ nhớt đông đặc 71 Nếu khu vực mỏ xung quanh có khai thác đồng thời dầu với tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiều parafin, độ nhớt thấp, không parafin trộn lẫn dầu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu parafin có độ nhớt thấp để vận chuyển nhƣ giảm nhiệt dộ đông đặc hỗn hợp, giảm áp suất khởi động đƣờng ống giải đƣợc vấn đề dừng bơm cần đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định Tuy nhiên, phƣơng pháp số trƣơng hợp làm tăng khả lắng đọng parafin asphalten thành đƣờng ống nhƣ lại phải cần biện pháp cơng nghệ chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin asphalten Việc sử dụng condensate làm dung mơi pha lỗng khơng thể đáp ứng đƣợc nhu cầu sản xuất lƣợng thu hồi mỏ nhỏ so với lƣợng dầu khai thác lên, cịn dùng xăng, dầu hỏa… chi phí cao, dùng dẫn xuất hydrocacbon: CHCL3, CCl4 khơng đảm bảo điều kiện dầu thƣơng mại, phƣơng pháp đƣợc sử dụng thực tế 4.2.2 Vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao sau gia nhiệt phƣơng pháp phổ biến để vận chuyển dầu theo đƣờng ống Đƣờng ống dùng để vận chuyển dầu đƣợc gia nhiệt gọi đƣờng ống vận chuyển nóng Dầu đƣợc gia nhiệt trạm, trƣớc bơm nung dọc theo đƣờng ống Tiêu hao lƣợng để vận chuyển chất lỏng đƣờng ống tăng theo gia tăng độ nhớt chất lỏng Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiêu hao lƣợng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động thắng phần độ nhớt hiệu dụng diện ứng suất trƣợt tới hạn (τo) Để khôi phục chuyển động chất lỏng đƣờng ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ứng suất dịch chuyển thành ống lớn ứng suất trƣợt tĩnh chất lỏng: 72 Τ = (pR/2L) > τt (4.1) Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao đƣợc xác định điều kiện vận chuyển cụ thể Thực tế, độ nhớt dầu nhiệt độ bơm chuyển lớn đến mức mà máy bơm ly tâm hoạt động hoạt động khơng kinh tế Trong trƣờng hợp ta sử dụng máy bơm piston để vận chuyển Khi khơng có thiết bị tƣơng ứng thiết bị có hiệu suất thấp nên áp dụng phƣơng pháp gia nhiệt chất lỏng Khác với vận chuyển dầu nhiệt độ thƣờng, việc vận chuyển dầu nóng diễn điều kiện khơng đẳng nhiệt mà q trình trao đổi nhiệt dầu mơi trƣờng xung quanh có ý nghĩa hàng đầu Cƣờng độ trao đổi nhiệt ảnh hƣởng trực tiếp đến đại lƣợng nhiệt vào mơi trƣờng xung quanh, ảnh hƣởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu cuối đƣờng ống Nhiệt độ cho trƣớc dầu cuối đƣờng ống đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đƣờng ống vỏ cách ly với ống khác (đƣờng ống nƣớc, đƣờng ống nƣớc nóng…) Tuy nhiên, Việt Nam điều kiện khai thác mỏ dầu khơi Đƣờng ống nằm dƣới đáy biển mơi trƣờng thất nhiệt lớn, biện pháp nhằm bảo ơn đƣơng ống khó thực hiệu chƣa cao, chi phí đầu tƣ lớn 4.2.3 Vận chuyển dầu xử lý hóa phẩm (chất giảm nhiệt độ đơng đặc) Sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc xử lý dầu (những chất giảm độ nhớt ứng suất dịch chuyển tới hạn dầu), phƣơng pháp triển vọng đƣợc ứng dụng rộng rãi xử lý dầu nhiều parafin để vận chuyển theo đƣờng ống Ở nhiệt độ cao hóa phẩm cho vào dầu không làm thay đổi độ nhớt dầu Ảnh hƣởng hóa phẩm nhận thấy nhiệt độ thấp, mà dầu diễn hình thành cấu trúc tinh thể parafin 73 Các nhà nghiên cứu thừa nhận hoạt động lƣỡng tính hóa phẩm: thứ nhất, phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc với parafin tạo tinh thể hỗn hợp, điều dẫn đến cấu tạo chúng thay đổi ngăn chặn hình thành mạng lƣới cấu trúc liên tục Thứ hai, phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc đóng vai trò nhƣ trung tâm mà xung quanh chúng, parafin bị tinh thể hóa tạo nên hợp thể liên kết đƣợc với Trên thực tế, có chất tác động lên dầu theo hƣớng thứ nhất, có chất theo hƣớng thứ hai, có chất theo hai hƣớng Những chất nhựa asphalten chứa dầu dạng chất giảm nhiệt độ đông đặc Khi nghiên cứu ảnh hƣởng nhựa đến nhiệt độ đông đặc dung dịch parafin dầu xác lập đƣợc rằng, bổ sung lƣợng nhỏ nhựa vào dầu dẫn đến nhiệt độ đông đặc dung dịch giảm 7-90C Tại mỏ dầu Việt Nam số hóa chất đƣợc sử dụng có hiệu để xử lý dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ, Rồng Đại Hùng Sepaflux, Prochinor Bảng 4.2 Kết xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lƣợng hóa chất khác Lƣợng Ứng suất dịch chuyển ban đầu τ (Pa) hóa Với thời gian lƣu mẫu ( ) phẩm G/ph 0.25 16 18 24 42 72 56 210 278 285 300 315 340 360 175 8.6 12.5 13.5 17.5 16.5 17.8 21.1 24.6 350 6.8 11 11.5 12.5 13 13.6 14 15.6 525 6.3 10.5 11 11.5 12 11.8 13.2 13.5 700 4.3 10.2 11.7 12.5 13 13.1 12.5 15 74 Tính hiệu sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc phụ thuộc vào chất hóa học dầu Khơng có loại hóa phẩm chung cho tất loại dầu Thực tế khảo sát cho thấy tính chất lƣu biến dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng Đại Hùng đƣợc cải thiện đáng kể chúng đƣợc xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Khả giảm nhiệt độ đông đặc loại dầu khoảng 10-160C Những hóa phẩm đƣợc kiến nghị cho vào dầu nhiệt độ 65-900C, khối lƣợng parafin rắn trạng thái hịa tan Bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc vào dầu nhiệt độ thấp 650C hiệu thấp Vận tốc làm lạnh ảnh hƣởng đến tính chất lƣu biến dầu đƣợc xử lý băng hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc Hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc dạng lỏng đƣợc bơm vào đƣờng ống trƣớc máy bơm ly tâm bơm định lƣợng Biện pháp đảm bảo khả phân bố đồng hóa phẩm tồn thể tích Tuy nhiên, làm lạnh dầu xử lý hóa phẩm chế độ chảy rối tính lƣu biến bị so với làm lạnh chế độ chảy tầng 4.2.4 Vận chuyển dầu bão hịa khí Dầu vận chuyển đƣờng ống ln có lƣợng khí đồng hành Khối lƣợng khí nhiều hay phụ thuộc vào tính chất dầu, điều kiện tách bơm chuyển Khi vận chuyển dầu bão hịa khí: tổn hao áp suất giảm, áp suất khởi động giảm Hiệu phƣơng pháp tăng tăng lƣợng khí bão hịa dầu Nét đặc trƣng cơng nghệ vận chuyển dầu bão hịa khí đảm bảo vận chuyển dầu pha, tức tránh cho khí tách khỏi dầu Để đạt đƣợc điều phải trì áp suất tồn đƣờng ống luôn cao áp suất bão hòa Thực phƣơng pháp vận chuyển dầu bão hòa khí ln phải đảm bảo dịng sản phẩm dạng pha đầu vào máy bơm đƣờng ống phải đƣợc thiết kế để vận chuyển với áp suất cao 75 KẾT LUẬN Quá trình nghiên cứu phƣơng pháp thu gom, xử lý vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao đƣờng ống khu vực mỏ Bạch Hổ ln có ý nghĩa quan trọng mặt lý thuyết lẫn thực tế Hàm lƣợng parafin cao nguyên nhân phức tạp hóa tính chất lƣu biến dầu Điều làm gia tăng mức độ lắng đọng chất parafin – keo – nhựa – muối, bề mặt thành ống, hạn chế khả vận chuyến đƣờng ống, làm gia tăng tổn hao áp suất, gây nguy tắc ống cao Kết nghiên cứu cho thấy: - Lƣu lƣợng đƣờng ống giảm dẫn đến nhiệt độ hỗn hợp giảm nhanh trƣớc đến giàn CTP cần phải tái gia nhiệt cho dầu lên đến 600C để thực trình tách nƣớc hiệu - Sử dụng máy bơm hai pha để bơm hỗn hợp lỏng khí Sự hạn chế máy bơm sử dụng lƣợng điện lớn cần phải lắp đặt 02 máy bơm (01 làm việc 01 dự phịng) Đối với BK cần có máy bơm hiệu suất cao công suất lớn để vận chuyển liên tục sản phẩm, nhiên thực tế nhiều BK khơng có đủ khơng gian để lắp đặt thiết bị - Giảm áp suất hệ thống thu gom thực cách thay đổi cấu trúc dòng chảy hỗn hợp Thay đổi tỷ phần khí đƣờng ống giảm tổn hao áp suất, giảm xung động, đƣờng ống vận hành chuyển sang chế độ khơng có xung động Để giảm tỷ phần khí cần phải trang bị thêm thiết bị tách khí sơ (UPOG) Việc sử dụng UPOG tách khí sơ cho phép giảm tổn hao áp suất hệ thống thu gom sản phẩm giếng, giải vấn đề giảm áp suất hệ thống thu gom 76 KIẾN NGHỊ - Có thể sử dụng phƣơng pháp vận chuyển cho tuyến ống khác có điều kiện tƣơng tự mỏ Bạch Hổ nói riêng Việt Nam nói chung nhằm nâng cao hiệu kinh tế trình khai thác dầu khí - Cần có tính tốn thủy lực cụ thể cho đƣờng ống vận chuyển dầu – khí để làm sở để lựa chọn phƣơng án vận chuyển tối ƣu nhất, đảm bảo yêu cầu kĩ thuật đề 77 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tăng Văn Đồng, Nguyễn Thúc Kháng, Nguyễn Hoài Vũ, Lê Việt Dũng (2017), “Khai thác khí thiên nhiên thu gom khí đồng hành từ mỏ nhỏ/cận biên”, Tạp chí dầu khí số 5/2017, pp 29-36 Nguyễn Vũ Trƣờng Sơn, Từ Thành Nghĩa, Cao Tùng Sơn, Phạm Xuân Sơn, Lê Thị Kim Thoa, Lê Việt Dũng, Nguyễn Hồi Vũ, Ngơ Hữu Hải, Nguyễn Thúc Kháng, Nguyễn Quang Vinh (2017), “Giải pháp khai thác dầu khí cho mỏ nhỏ, cận biên”, Tạp chí dầu khí số 5/2015, pp 32-37 Tống Cảng Sơn, Lê Đình Hoè (2015), “Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống mỏ khơi liên doanh Việt Nga- Vietsovpetro”, Tạp chí dầu khí số 2/2015, pp 43-52 Hà Văn Bích, Tống Cảnh Sơn, Lê Đình Hịe (2000), “Mơ hình lắng đọng parafin “Mềm” đƣờng ống vận chuyển dầu mỏ Xí nghiệp Liên Doanh Vietsovpetro”, Hội nghị Khoa Học Công nghệ 25 năm Viện Dầu Khí xây dựng trưởng thành, tr 510-521 Lê Xuân Lân (2005), Thu gom- Xử lý Dầu – Khí - Nước, Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội Phùng Đình Thực, Dƣơng Danh Lam (1999), Cơng nghệ kỹ thuật khai thác dầu khí, Nxb Giáo dục, Hà Nội Phùng Đình Thực (2001), Xử lý vận chuyển dầu mỏ, Nxb Đại học quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh Nguyễn Văn Kháng (2005), Vận tải đường ống, Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội Phùng Đình Thực, Hà Văn Bích, Tống Cảnh Sơn, Lê Đình H, Vƣigovskơi V.P (2002), “Quá trình hình thành phát triển hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu khí mỏ XNLD VIETSOVPETRO”, Tuyển tập hội nghị khoa học - kỹ thuật dầu khí kỷ 78 niệm 20 năm thành lập XNLD Vietsovpetro khai thác dầu thứ 100 triệu, tr 113-118 10 Nguyễn Văn Thịnh (2009), “Hiện tƣợng xung động áp suất đƣờng ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí giải pháp hạn chế”, Tạp chí khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (25) tr 6-10 11 Tong Canh Son, Le Đinh Hoe, Akhmadeev A.G (2008), “The problem of high wax crude oil transportation through subsea pipelines from a marginal offshore oil field”, The 2nd International conference “Fractured reservoir”, tr 209-217 12 Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son and Le Dinh Hoe (2003), “The Problem in Transportation of High Wax Crude Oil Through Submarine Pipeline at JV vietsovpetro Oil Field, Offshore Vietnam”, Journal of Canadian Petroleum technology, 42 (6), pp.15-18 13 Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe (1999), “A New Approach to Syudy on Thixotropic Properties of wax Crude Oils From Dragon and White Tiger Fields Offshore Vietnam”, The SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Jakarta, Indonesia, (54374), pp 20-22 14 J.N.H.Tiratsoo (1992), Pipeline pigging technology 2nd Edition, Gulf Professional Publishing 15 Shashi Menon (2004), Liquid Pipeline Hydraulics, Marcel Dekker 16 Oivind Strand (1993), An experimental investigationof stratified two phase flow in horizontal pipes, PhD thesis, University of Oslo