Tối ưu hóa quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ngầm dưới biển từ mỏ cá ngừ vàng đến giàn xử lý trung tâm số 3 của mỏ bạch hổ

Tối ưu hóa quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ngầm dưới biển từ mỏ cá ngừ vàng đến giàn xử lý trung tâm số 3 của mỏ bạch hổ

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên em xin trân trọng bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy Mai Cao Lân Thầy đã truyền đạt cho em những kiến thức lý thuyết cơ sở quý báu, chỉ dẫn cho em phương pháp học tập hiệu quả, cách phân tích và giải quyết vấn đề, giúp đỡ

em nguồn tài liệu tham khảo quan trọng, cũng như tạo điều kiện cho em được thực

tập, và Thầy là người tận tình hướng dẫn em trong suốt thời gian thực hiện luận văn

Em xin chân thành cảm ơn anh Nguyễn Viết Văn, người đã hướng dẫn và giúp

đỡ em từng bước hoàn thành luận văn tốt nghiệp, giúp em liên hệ kiến thức giữa lý thuyết và thực tiễn Em thật sự cảm ơn về những kiến thức thực tế rất hữu ích mà anh

đã chỉ dẫn trong suốt quá trình thực tập Bên cạnh đó, em cũng xin được gửi lời cảm

ơn sâu sắc đến các anh chị phòng Khai Thác – Hoàng Long Hoàn Vũ JOC đã nhiệt tình giúp đỡ và sẵn sàng giải đáp những thắc mắc của em trong suốt quá trình thực

tập

Em muốn được bày tỏ lòng biết ơn trân trọng đến các thầy cô trường Đại học Bách Khoa ĐHQG Tp.HCM, đặc biệt là các thầy cô khoa KT Địa chất và Dầu khí, các thầy ở bộ môn Khoan và Khai Thác Dầu Khí đã tận tình giảng dạy, chỉ bảo và giúp đỡ em trong suốt thời gian trên giảng đường đại học

Em cũng xin gửi lời cảm ơn đến Ban lãnh đạo Công ty Điều hành chung dầu khí Hoàng Long Hoàn Vũ JOC, Ts Ngô Hữu Hải, ông Vũ Văn Cường, đã tạo điều kiện cho em thực tập và hoàn thành tốt luận văn này

Con xin gửi lời tri ân sâu sắc đến Ba Mẹ, cảm ơn Ba Mẹ đã sinh thành, nuôi

dưỡng và dạy dỗ con nên người Ba Mẹ luôn là nguồn động viên lớn nhất và đã tạo cho con những điều kiện tốt nhất trên bước đường học tập và trưởng thành Đối với con, gia đình luôn là chỗ dựa lớn lao trong cuộc đời này

Sau cùng, tôi muốn cám ơn các anh chị sinh viên khoa Kỹ Thuật Địa Chất &

Dầu Khí, các bạn cùng khóa và các em sinh viên khóa sau đã cùng tôi đồng hành trên bước đường học tập

TÓM T ẮT LUẬN VĂN

Ngày nay, việc kết nối hệ thống các đường ống vận chuyển dầu khí nội mỏ hoặc

mỏ cận biên là một trong những phương án phát triển được đánh giá cao về hiệu quả kinh tế đạt được Tuy nhiên, bên cạnh đó, nhiều rủi ro luôn tồn ẩn trong quá trình vận hành hệ thống đường ống này, đặc biệt đối với những đường ống ngầm dài hàng chục kilomet dưới đáy biển Do đó, trong luận văn này, giải pháp tối ưu hóa quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí trong đường ống ngầm dưới biển nhằm đảm bảo tính ổn định dòng chảy trong ống, giảm thiểu rủi ro và chi phí vận hành được thực hiện

Trong phần đầu của luận văn, cơ sở lý thuyết về tối ưu hóa sẽ được trình bày

một cách tổng quan nhằm xác định mục đích, đối tượng và các phương pháp sử dụng cho việc tối ưu Tiếp đó, cơ sở lý thuyết và tính toán nhằm xây dựng mô hình dòng

chảy đa pha trong đường ống vận chuyển được trình bày Cơ sở xây dựng mô hình dòng chảy đa pha là các phương trình vi phân được thiết lập cho từng pha của chất lưu

Đối tượng nghiên cứu cụ thể của luận văn là tối ưu hóa quá trình vận chuyển

hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ngầm dưới biển từ mỏ Cá Ngừ Vàng đến giàn xử lý trung tâm số 3 của mỏ Bạch Hổ Dựa trên cơ sở lý thuyết đã trình bày ở những phần đầu, các thành phần, tính chất chất lưu và hiện trạng làm việc thực tế trong đường ống

vận chuyển này được tiến hành phân tích và đưa ra nhận xét Sau quá trình phân tích này, các quy trình tối ưu hóa được xây dựng chi tiết bao gồm thu thập và xử lý các số

liệu đầu vào cần thiết phục vụ cho việc xây dựng mô hình, hiệu chỉnh mô hình, sử dụng

mô hình mô phỏng bài toán

Kết quả đạt được sau quá trình mô phỏng là sự biễu diễn áp suất, nhiệt độ, tỷ

phần lỏng, tác động sự hình thành các nút khí trong hệ thống đường ống vận chuyển

với các chế độ làm việc khác nhau Trên cơ sở phân tích và đánh giá các kết quả này,

việc đề xuất phương án hợp lý nhằm cải thiện hiệu suất vận chuyển cũng như giảm

ểu rủi ro và tiết kiệm chi phí xử lý được thực hiện

M ỤC LỤC

MỤC LỤC iii

DANH SÁCH HÌNH ẢNH v

DANH SÁCH BẢNG BIỂU viii

CHỮ VIẾT TẮT ix

MỞ ĐẦU x

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỐI ƯU HÓA VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ BẰNG ĐƯỜNG ỐNG KẾT NỐI 1

1.1 Tổng quan về tối ưu hóa vận chuyển dầu khí bằng đường ống kết nối 1

1.2 Mục đích của việc tối ưu hóa vận chuyển dầu khí trong đường ống 2

1.3 Phương pháp tối ưu hóa 3

1.3.1 Mục tiêu tối ưu hóa 3

1.3.2 Các thông số kiểm soát quá trình tối ưu hóa 3

1.3.3 Các phương pháp sử dụng cho quá trình tối ưu hóa 3

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY ĐA PHA TRONG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN 8

2.1 Tổng quan về dòng chảy đa pha 8

2.1.1 Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang 8

2.1.2 Các chế độ dòng chảy trong đường ống thẳng đứng 10

2.1.3 Biểu đồ chế độ dòng chảy (Flow regime maps) 11

2.2 Cơ sở tính toán và xây dựng mô hình dòng chảy hai pha 15

2.2.1 Phương trình bảo toàn khối lượng 15

2.2.2 Phương trình bảo toàn động lượng 16

2.2.3 Phương trình bảo toàn năng lượng 17

2.2.4 Phương trình áp suất 18

2.2.5 Sự truyền khối giữa bề mặt phân cách các pha 18

2.3.1 Tính lưu biến 19

2.3.2 Nhiệt độ kết tinh 24

2.3.3 Nhiệt độ đông đặc 24

2.3.4 Ảnh hưởng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đến các tính chất của chất lưu 25

CHƯƠNG 3: MÔ PHỎNG QUÁ TRÌNH NHIỆT THỦY ĐỘNG DÒNG CHẢY TRONG ĐƯỜNG ỐNG KẾT NỐI MỎ CÁ NGỪ VÀNG ĐẾN MỎ BẠCH HỔ VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU HÓA QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ 30

3.1 Tổng quan hệ thống kết nối mỏ Cá Ngừ Vàng – mỏ Bạch Hổ 30

3.1.1 Giới thiệu chung mỏ Cá Ngừ Vàng 30

3.1.2 Hệ thống đường ống kết nối CNV – CPP3 31

3.1.3 Thành phần và tính chất dầu thô CNV 33

3.1.4 Hiện trạng làm việc thực tế trong đường ống vận chuyển dầu khí CNV – CPP3 41

3.2 Xây dựng mô hình dòng chảy đa pha trong đường ống vận chuyển 50

3.2.1 Các dữ liệu thực tế cần thiết cho việc xây dựng mô hình 51

3.2.2 Xây dựng mô hình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống vận chuyển 53

3.2.3 Hiệu chỉnh mô hình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống vận chuyển 54

3.3 Mô phỏng quá trình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống và đề xuất phương án tối ưu hóa vận chuyển hỗn hợp dầu khí 57

3.3.1 Mô phỏng quá trình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống vận chuyển với chế độ lưu lượng hoạt động hiện thời 57

3.3.2 Mô phỏng quá trình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống vận chuyển với các chế độ lưu lượng khác nhau 59

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 84

TÀI LIỆU THAM KHẢO 87

Hình 2.1 – Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang [3]

45

Hình 3.11 – Quan hệ giữa lưu lượng và áp suất trong đường ống CNV- CPP3, 2

Hình 3.13 – Quan h ệ giữa lưu lượng và áp suất trong đường ống CNV- CPP3, 4 th

46

Hình 3.14 – Quan hệ giữa lưu lượng và áp suất trong đường ống CNV- CPP3, 5 th 47

Hình 3.15 – Sơ đồ quy trình mô phỏng chung cho bài toán tối ưu hóa quá trình vận chuyển dầu khí trong thực tế 49

Hình 3.16 – Sơ đồ mô tả các bước chung trong quá trình xây dựng mô hình 50

Hình 3.17 – Đồ thị mô phỏng mặt cắt tuyến ống CNV-CPP3 trên OLGA 7.0 52

Hình 3.18 – Mô hình hệ thống đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí CNV – CPP3 53 Hình 3.19 – Kết quả mô phỏng áp suất trên CNV & CPP3 trong 24h (start-up) sau khi chạy mô hình 53

Hình 3.20 – K ết quả mô phỏng nhiệt độ trên CNV & CPP-3 trong 24h (start-up) sau khi chạy mô hình 54

Hình 3.21 – Kết quả áp suất đo thực thế trên CNV và CPP-3 trong 24h 55

Hình 3.22 – Kết quả nhiệt độ đo thực tế trên CNV & CPP-3 trong 24h 55

Hình 3.23 – K ết quả hiệu chỉnh áp suất thực tế và mô phỏng trên CNV & CPP3 56

Hình 3.24 – K ết quả hiệu chỉnh nhiệt độ thực tế và mô phỏng trên CNV & CPP3 56

Hình 3.25 – Đồ thị biễu diễn mối quan hệ giữa nhiệt độ và áp suất sau côn tiết lưu 57

Hình 3.26 – Kết quả mô phỏng biến thiên áp suất trong đường ống vận chuyển CNV - CPP3 58

Hình 3.27 – Kết quả mô phỏng biến thiên nhiệt độ trong đường ống vận chuyển CNV - CPP3 59

Hình 3.28 – K ết quả mô phỏng áp suất và nhiệt độ trong đường ống sau 24h (6000STB/d) 60

Hình 3.29 – Kết quả mô phỏng vận tốc và tỷ phần lỏng trong đường ống sau 24h 61

Hình 3.30 – K ết quả mô phỏng lưu lượng dòng chảy tại CPP-3 61

Hình 3.31 – K ết quả mô phỏng áp suất và nhiệt độ trong đường ống sau 24h (5000STB/d) 62

Hình 3.32 – Kết quả mô phỏng vận tốc và tỷ phần lỏng trong đường ống sau 24h 63

Hình 3.33 – Kết quả mô phỏng lưu lượng dòng chảy tại CPP-3 63

Hình 3.34 – K ết quả mô phỏng áp suất và nhiệt độ trong đường ống sau 24h (3000STB/d – 40bar) 64

Hình 3.35 – Kết quả mô phỏng vận tốc và tỷ phần lỏng trong đường ống sau 24h 65

Hình 3.36 – Kết quả mô phỏng lưu lượng dòng chảy tại CPP-3 65

Hình 3.37 – Kết quả mô phỏng áp suất và nhiệt độ trong đường ống sau 24h (3000STB/d – 17bar) 66

Hình 3.38 – Kết quả mô phỏng vận tốc và tỷ phần lỏng trong đường ống sau 24h 67

Hình 3.39 – Kết quả mô phỏng lưu lượng dòng chảy tại CPP-3 67

Hình 3.40 – K ết quả mô phỏng áp suất và nhiệt độ trong đường ống sau 24h

(2000STB/d) 68

Hình 3.41 – Kết quả mô phỏng vận tốc và tỷ phần lỏng trong đường ống sau 24h 69

Hình 3.42 – Kết quả mô phỏng lưu lượng dòng chảy tại CPP-3 69

Hình 3.43 – Lưu lượng thể tích tại CPP-3 (2000 bbl/d) 70

Hình 3.44 – S ố nút khí tại CPP-3 (2000 bbl/d) 71

Hình 3.45 – Chiều dài nút khí tại CPP-3 (2000 bbl/d) 71

Hình 3.46 – Lưu lượng cộng dồn tại CPP-3 (2000 bbl/d) 72

Hình 3.47 – So sánh thể tích lỏng thay đồi đột ngột tại CPP-3 ở 2000 bbl/d & 5000 bbl/d 72

Hình 3.48 – K ết quả mô phỏng áp suất và nhiệt độ trong đường ống sau 24h (1000STB/d) 73

Hình 3.49 – Kết quả mô phỏng vận tốc và tỷ phần lỏng trong đường ống sau 24h 74

Hình 3.50 – K ết quả mô phỏng lưu lượng dòng chảy tại CPP-3 74

Hình 3.51 – Lưu lượng thể tích tại CPP-3 (1000 bbl/d) 75

Hình 3.52 – Số nút khí tại CPP-3 (1000 bbl/d) 76

Hình 3.53 – Chiều dài nút khí tại CPP-3 (1000 bbl/d) 76

Hình 3.54 – Lưu lượng cộng dồn tại CPP-3 (1000 bbl/d) 77

Hình 3.55 – So sánh thể tích lỏng thay đồi đột ngột tại CPP-3 ở 1000 bbl/d & 5000 bbl/d 77

Hình 3.56 – Đồ thị biễu diễn kết quả phân tích nhiệt độ đông đặc với các liều lượng chất ức chế khác nhau 79 Hình 3.57 – Đồ thị biểu diễn hiệu quả của hóa phẩm PPD đến độ nhớt của dầu CNV 81

DANH SÁCH B ẢNG BIỂU

Bảng 1.1 – Các đặc tính cơ bản của đường ống vận chuyển CNV – CPP3 [9]

5

B ảng 2.1 – Bảng liệt kê các chất PPD sử dụng cho việc sàng lọc 26

B ảng 2.2 – Bảng kết quả đánh giá hiệu quả sử dụng các loại PPD khác nhau 29

Bảng 3.1 – Các đặc tính kỹ thuật của đường ống ngầm khai thác [9] 32

B ảng 3.2 – Kết quả phân tích các thành phần trong dầu thô 9.2-CNV-4XST, DST#1 33

B ảng 3.3 – Các thông số cơ bản của dầu thô CNV 34

Bảng 3.4 – Kết quả phân tích khả năng lắng đọng của dầu CNV 35

Bảng 3.5 – Kết quả phân tích hàm lượng hòa tan paraffin trong dầu theo nhiệt độ 36

B ảng 3.6 – Các giá trị độ nhớt động lực dầu CNV ở các nhiệt độ khác nhau 37

B ảng 3.7 – Các thông số làm việc trong đường ống vận chuyển CNV - CPP-3 42

Bảng 3.8 – Dữ liệu thành phần chất lưu CNV trên PVTsim 19.0 51

Bảng 3.9 – Dữ liệu áp suất, nhiệt độ và lưu lượng 51

Bảng 3.10 – Dữ liệu cơ bản vật liệu của đường ống 52

B ảng 3.11 – Dữ liệu nhiệt độ và áp suất sau côn tiết lưu 57

B ảng 3.12 – Các trường hợp mô phỏng chế độ dòng chảy ổn định trong đường ống 58

Bảng 3.13 – Dữ liệu mô phỏng các chế độ lưu lượng khác nhau 59

Bảng 3.14 – Kết quả mô phỏng nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống với các chế độ lưu lượng khác nhau 78

Bảng 3.15 – Kết quả phân tích nhiệt độ đông đặc ở các liều lượng chất ức chế khác nhau 79

B ảng 3.16 – Kết quả thí nghiệm xác định ảnh hưởng của hóa phẩm đến độ nhớt động học của dầu CNV 80

Bảng 3.17 – Bảng định lượng hóa phẩm cho các lưu lượng vận chuyển khác nhau 82

CH Ữ VIẾT TẮT

CPP JV Vietsovpetro’s Central Processing Platform at Bach Ho field

M Ở ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là nguồn năng lượng quan trọng để phát triển nền kinh tế Ngành công nghiệp dầu khí đóng góp hơn 25% tổng ngân sách nhà nước Nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ dầu khí ngày càng gia tăng của thị trường trong nước cũng như đảm bảo phát triển kinh tế đất nước đòi hỏi phát triển nhanh và hiệu quả các mỏ dầu khí, đặc biệt là các mỏ có trữ lượng thu hồi nhỏ Việc nghiên cứu và đưa ra các phương án để phát triển các mỏ nhỏ tại Việt Nam có ý nghĩa quan trọng và cấp thiết trong giai đoạn hiện nay Một trong những những phương án tốt nhất được ứng dụng tại các công ty điều hành dầu khí là phương án phát triển kết nối Với phương án này, sản phẩm dầu khí sau khi được khai thác lên từ các giàn đầu giếng ở các mỏ nhỏ sẽ được vận chuyển thông qua hệ thống đường ống ngầm dưới biển đến hệ thống xử lý tại các giàn xử lý trung tâm hoặc các tàu xử lý và chứa FSO

Việc tối ưu hóa quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí xuất phát từ nhu cầu dự

án thực tiễn giữa Hoàn Vũ JOC kết hợp với Vietsovpetro về đường ống kết nối dài 25km từ mỏ Cá Ngừ Vàng của đến giàn xử lý trung tâm số 3 mỏ Bạch Hổ Với một hệ thống đường ống dài như vậy, quá trình vận chuyển luôn gặp nhiều tiềm ẩn rủi ro cao như lắng đọng paraffin trong đường ống, sự hình thành các nút khí, sự thay đổi điều

kiện làm việc trong quá trình vận hành đường ống, Tác động của những việc này sẽ làm tắc nghẽn đường ống, gây cản trở sự di chuyển của chất lưu, tạo nên sự tích áp và

giảm năng suất vận chuyển trong ống … Cho nên, việc nghiên cứu, đề xuất các phương

án công nghệ hợp lý và lập ra biện pháp kiểm soát thích hợp nhằm đảm bảo tính ổn định của dòng chảy, hạn chế rủi ro trong quá trình vận hành đường ống là một trong

những vấn đề được quan tâm hàng đầu hiện nay Chính vì vậy, đề tài luận văn “T ỐI ƯU HÓA QUÁ TRÌNH V ẬN CHUYỂN DẦU KHÍ TRONG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM DƯỚI BIỂN TỪ

M Ỏ CÁ NGỪ VÀNG ĐẾN GIÀN XỬ LÝ TRUNG TÂM SỐ 3 MỎ BẠCH HỔ” được nghiên

2 Tình hình nghiên c ứu liên quan đến đề tài

Trên thế giới, một số công trình đã nghiên cứu về việc tối ưu hóa vận chuyển hỗn hợp dầu khí đa pha trong hệ thống đường ống kết nối dựa trên các vấn đề xảy ra trong thực tế Trong bài báo (Leksono Mucharam, Septoratno Siregar, Darmadi, Musyoffi Yahya, Achirul Akbar, 2008), dựa trên các phương trình bảo toàn năng lượng

và phương pháp Newton-Raphson kết hợp với việc phân tích, đánh giá chế độ dòng

chảy và các thành phần, tính chất của chất lưu vận chuyển trong đường ống, tác giả đã xây dựng thành công mô hình dự báo được quá trình tổn thất áp suất và nhiệt độ của chất lưu trong suốt quá trình vận chuyển Mô hình này đã được ứng dụng trong nhiều bài toán tối ưu hóa vận chuyển hỗn hợp dầu khí đa pha, đặc biệt là dầu chứa nhiều hàm lượng paraffin Bài báo (Jinya Zhang; Hongwu Zhu; Yan Li; Chun Yang, 2009) dựa trên thuật toán di truyền, tác giả đã xây dựng lên hàm đa mục tiêu cho bài toán tối ưu hóa quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí đa pha trong hệ thống đường ống vận chuyển Thông qua phương pháp này, các yếu tố về kinh tế cũng như hoạt động của

chất lưu trong đường ống (chế độ thủy lực, nhiệt động…) được cải thiện khá hiệu quả

và giảm thiểu được nhiều rủi ro trong suốt quá trình vận hành

Tại Việt Nam, một số công trình đã nghiên cứu các giải pháp cho việc tối ưu hóa

và đảm bảo chế độ dòng chảy trong đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí Trong bài báo của (Nguyen Thuc Khang, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, JV Vietsovpetro; Phung Dinh Thuc, PVEP Vietnam, 2004), tác giả đã xây dựng một phương pháp khá hiệu quả cho việc quản lý chế độ dòng chảy đa pha trong hệ thống đường ống vận chuyển - phương pháp thống kê dựa trên dữ liệu thực tế để phân tích sự dao động áp suất và xác định các thông số tức thời như Hausdorff's Dimension “D”, Hurst's Index “H” và Entropies “E”

Bên cạnh đó, một số công trình đã và đang được nghiên cứu về việc đảm bảo dòng chảy trong đường ống vận chuyển ở các công ty điều hành dầu khí như Hoàn Vũ

giàn xử lý trung tâm CPP-3 của mỏ Bạch Hổ, Hoàng Long JOC kết hợp với Thăng Long JOC liên quan đến dự án kết nối đường ống từ HST/HSD về giàn TGT-H1 của

mỏ Tê Giác Trắng

3 M ục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Mục đích của đề tài là mô phỏng các chế độ làm việc khác nhau trong đường ống vận chuyển dầu khí từ mỏ Cá Ngừ Vàng đến mỏ Bạch Hổ nhằm xác định lưu lượng làm việc tối thiểu mà tại đó chất lưu còn có thể di chuyển được trong đường ống

và tìm ra phương án hợp lý giảm thiểu rủi ro như lắng đọng paraffin, sự hình thành nút khí, Để đạt được mục đích trên, luận văn tập trung vào các nội dung nghiên cứu sau :

- Khảo sát một cách hệ thống tổng quan về tối ưu hóa quá trình vận chuyển dầu khí trong đường ống

- Tìm hiểu các mô hình dòng chảy và cơ sở xây dựng mô hình dòng chảy trong đường ống vận chuyển dầu khí đa pha

- Ứng dụng phần mềm OLGA 7.0 mô phỏng và phân tích các chế độ làm việc khác nhau trong đường ống vận chuyển dầu khí và đề xuất phương án giảm thiểu các rủi ro trong quá trình vận hành

4 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu được sử dụng trong đề tài bao gồm:

- Hệ thống hóa cơ sở tính toán dòng chảy & lý thuyết tối ưu hóa trong đường ống vận chuyển

- Phân tích số liệu các thí nghiệm

- Mô hình hóa và mô phỏng với sự hỗ trợ của phần mềm OLGA 7.0

- Phương pháp phân tích ảnh hưởng (Sensitivity analysis)

5 Tài li ệu cơ sở của luận văn

Luận văn được xây dựng trên cơ sở của các tài liệu về lý thuyết dòng chảy đa pha trong đường ống, lý thuyết về thu gom & vận chuyển dầu khí đa pha trong đường

ống và một số bài báo SPE Ngoài ra, luận văn còn sử dụng các tài liệu kỹ thuật, tài liệu hướng dẫn sử dụng phần mềm OLGA của công ty SPT Group – Schlumberger,

một số báo cáo về đảm bảo dòng chảy trong đường ống vận chuyển của các công ty

dầu khí

6 Cấu trúc của luận văn

Luận văn bao gồm các chương chính sau:

Chương 1: Tổng quan về tối ưu hóa vận chuyển dầu khí bằng đường ống kết nối

Giới thiệu một cách tổng quan về tối ưu hóa vận chuyển dầu khí bằng đường ống và mục đích của việc tối ưu này Bên cạnh đó, các phương pháp được sử dụng cho bài toán tối ưu trong thực tế hiện nay cũng được trình bày trong chương này

Chương 2: Cơ sở lý thuyết về dòng chảy đa pha trong đường ống vận chuyển

Trình bày một cách tổng quát lý thuyết về dòng chảy đa pha, các tính chất cơ

bản của chất lưu vận chuyển trong đường ống và các phương trình toán học giúp mô phỏng dòng chảy đa pha trong đường ống

Chương 3: Mô phỏng quá trình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống kết nối mỏ Cá Ngử Vàng đến mỏ Bạch Hổ và đề xuất phương án tối ưu hóa quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí

Luận văn trình bày sơ lược tổng quan về mỏ Cá Ngừ Vàng Thêm vào đó, các lý thuyết về dòng chảy đa pha và tính chất của chất lưu vận chuyển trong đường ống ở chương 2 được sử dụng để phân tích các tính chất hóa lý của dầu thô CNV cũng như các thông số làm việc thực tế trong đường ống vận chuyển từ CNV – CPP3 Sau quá trình phân tích này, các quy trình mô phỏng được đề xuất Cuối cùng, mô hình nhiệt

thủy động dòng chảy trong đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí được xây dựng dựa trên các phương trình toán học đã đề cập trong chương 2 và phục vụ cho việc mô

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỐI ƯU HÓA VẬN CHUYỂN

1.1 Tổng quan về tối ưu hóa vận chuyển dầu khí bằng đường ống kết nối

Trên thực tế, việc phát triển các mỏ nhỏ là một bài toán khó khăn do có nhiều rủi ro, chi phí đầu tư và vận hành tính trên mỗi đơn vị thu hồi lớn Vì vậy, để phát triển các mỏ nhỏ, việc lựa chọn và áp dụng phương án công nghệ mới thích hợp trong lĩnh

vực vận chuyển là ưu tiên hàng đầu Trong đó, phương án phát triển kết nối bằng đường ống được đánh giá cao về hiệu quả kinh tế đạt được Với phương án này, các hệ

thống thiết bị xử lý và cơ sở hạ tầng sẵn có ở các mỏ lân cận được tận dụng khá hiệu

quả cho việc phát triển các mỏ mới

Đã có một số dự án phát triển theo phương án này bao gồm mỏ Cá Ngừ Vàng (lô 09.2, Hoàn Vũ JOC), mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi (lô 09.3, công ty VRJ) và Phương Đông (Lô 15.1, JVPC) Mỏ Cá Ngừ Vàng và Nam Rồng – Đồi Mồi được nối về hệ thống thiết bị tại mỏ Bạch Hổ (Vietsovpetro), mỏ Phương Đông được kết nối vào hệ

thống thiết bị của mỏ Rạng Đông

Việc chia xẻ thiết bị thu gom, khai thác, xử lý và vận hành chung giữa các mỏ lân cận giúp giảm thiểu hàng trăm triệu USD chi phí đầu tư và phát triển khai thác

Nhưng bên cạnh đó, các rủi ro luôn tồn tại đối với hệ thống đường ống kết nối khá dài giữa các mỏ với nhau như lắng đọng paraffin gây tắc nghẽn, ngưng hoạt động hệ thống đường ống kết nối CNV-CPP3 (2008), sự hình thành các nút khí tác động xấu đến đường ống (sự tích áp trong đường ống gây nguy cơ nổ ống) và khả năng tiếp nhận của

hệ thống bình tách sơ cấp (quá trình biến đổi đột ngột lượng chất lỏng trước khi vào bình tách) Trước tình hình thực tế này, việc khảo sát bài toán tối ưu hóa vận chuyển

nhằm đảm bảo dòng chảy trong đường ống luôn hoạt động ở trạng thái tốt nhất là rất cần thiết Cụ thể, công ty điều hành chung dầu khí Hoàng Long Hoàn Vũ JOC đã và

phóng thoi định kỳ nạo vét đường ống để loại bỏ paraffin lắng đọng trên thành ống, lưu lượng vận chuyển hợp lý nhất cho mỗi giai đoạn khai thác phù hợp với điều kiện thực

tế của đường ống …

1.2 M ục đích của việc tối ưu hóa vận chuyển dầu khí trong đường ống

Trên thực tế, hệ thống đường ống vận chuyển dầu khí trong đường ống ngầm dưới biển nội mỏ với nhau luôn đối mặt với sự dao động áp suất, nhiệt độ và lưu lượng

vận chuyển của chất lưu trong ống Các yếu tố này có thể gây ra sự phức tạp và tính mất ổn định trong vận chuyển dầu khí đặc biệt đối với các hệ thống đường ống dài hàng chục kilomet dưới đáy biển Vì vậy, công tác tối ưu hóa - đảm bảo dòng chảy trong đường ống luôn được tiến hành thực hiện với mục đích xác định chế độ làm việc tối thiểu mà tại đó chất lưu vẫn có thể di chuyển được trong đường ống và tìm ra

phương án hợp lý giảm thiểu hóa rủi ro trong quá trình vận hành, hình 1.1

Tối ưu hóa vận chuyển trong đường ống

Giảm thiểu rủi ro

(Lắng đọng paraffin, tắc nghẽn

đường ống, hình thành nút khí …)

Tiết kiệm chi phí xử lý (Hóa phẩm ức chế & giảm nhiệt

độ đông đặc, phóng thoi …)

Đảm bảo dòng chảy hoạt động tốt nhất có thể

1.3 Phương pháp tối ưu hóa

Quá trình vận chuyển dầu khí trong đường ống chịu sự tác động bởi khá nhiều yếu tố từ bên trong lẫn bên ngoài đường ống Vì vậy, để tìm ra phương pháp tối ưu

hiệu quả hoạt động vận chuyển trong đường ống, mục tiêu tối ưu và các thông số kiểm soát quá trình tối ưu cần phải được xác định rõ Sau đó, các phương pháp tối ưu sẽ được xây dựng dựa trên các mục tiêu và tình hình hoạt động thực tế của đường ống vận chuyển dầu khí

1.3.1 Mục tiêu tối ưu hóa

Đảm bảo dòng chảy hoạt động ổn định trong đường ống vận chuyển, giảm thiểu

rủi ro, tối thiểu hóa chi phí vận hành

1.3.2 Các thông số kiểm soát quá trình tối ưu hóa

Quá trình đảm bảo dòng chảy này liên quan đến nhiều yếu tố về điều kiện vận hành như lưu lượng áp suất, nhiệt độ, lượng hóa phẩm sử dụng để giảm nhiệt độ đông đặc và độ nhớt của chất lưu

1.3.3 Các p hương pháp sử dụng cho quá trình tối ưu hóa

Một trong những nhiệm vụ quan trọng trong quá trình vận chuyển dầu khí bằng đường ống là cải thiện các chế độ thủy lực (Hydraulic regime) dựa vào việc dự báo về các điều kiện nhiệt động lực học của chất lưu vận chuyển trong ống Để thực hiện được điều này, nhiều phương pháp sử dụng cho quá trình tối ưu đã được nghiên cứu và ứng

dụng như tăng áp suất vận chuyển, gia nhiệt và cách nhiệt dọc đường ống, xử lý dầu

bằng hóa phẩm, khử các lớp lắng đọng trong đường ống (phóng thoi nạo vét ống, bơm dầu nóng, dùng nước nóng)… Nhưng trước khi các phương pháp này được đưa vào sử

dụng, việc xem xét tình hình về điều kiện thực tế và lợi ích kinh tế phải được xem xét

và kiểm tra thật kỹ lưỡng đối với các yêu cầu đặt ra cho mục tiêu tối ưu

Hiện nay, dựa trên tình hình thực tế đường ống kết nối từ mỏ Cá Ngừ Vàng đến

quyết bài toán tối ưu hóa bao gồm cách nhiệt dọc đường ống, xử lý dầu bằng hóa phẩm, phóng thoi nạo vét đường ống

a Cách nhiệt dọc đường ống

Nhiệt độ dòng dầu thô có thể được duy trì và giảm thiểu sự tổn thất bằng các lớp bọc cách nhiệt, hình 1.2 & bảng 1.1 Với hệ số truyền nhiệt 1.913 W/m2K cho toàn bộ tuyến ống, các lớp bọc cách nhiệt được thiết kế sao cho nhiệt độ của hỗn hợp dầu khí

nằm trên nhiệt độ hình thành tinh thể paraffin (WAT)

Hình 1.2 – Các lớp bọc cách nhiệt đường ống vận chuyển CNV – CPP3 [9]

B ảng 1.1 – Các đặc tính cơ bản của đường ống vận chuyển CNV – CPP3 [9]

b X ử lý dầu bằng hóa phẩm

Sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc trong xử lý dầu (những chất làm

giảm độ nhớt và ứng suất dịch chuyển tới hạn của dầu) – là phương pháp có nhiều triển

vọng trong xử lý dầu nhiều paraffin để vận chuyển bằng đường ống

Ở nhiệt độ cao hóa phẩm cho vào dầu sẽ không làm thay đổi độ nhớt của dầu Ảnh hưởng của hóa phẩm chỉ nhận thấy ở nhiệt độ thấp, khi mà trong dầu diễn ra sự hình thành cấu trúc các tinh thể paraffin Hiện nay, chưa có quan điểm thống nhất về

cơ chế hoạt động của những hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Tuy nhiên, đa số các nhà nghiên cứu đều nhận thấy sự hoạt động lưỡng tính của chúng: thứ nhất, những

phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc cùng với paraffin tạo ra những tinh thể hỗn hợp, điều này dẫn đến cấu tạo của chúng thay đổi và ngăn chặn sự hình thành mạng lưới cấu trúc liên tục; thứ hai, những phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đóng vai trò như những trung tâm mà xung quanh chúng paraffin bị tinh thể hóa tạo nên

những hợp thể không liên kết được với nhau

Tính hiệu quả sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào bản chất hóa học của dầu Không có loại hóa phẩm chung cho tất các loại dầu Thực tế quan sát đã cho thấy những tính chất lưu biến của dầu mỏ CNV đã được cải thiện đáng

kể khi chúng được xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Khả năng giảm nhiệt

độ đông đặc đối với dầu CNV ở khoảng 10 – 15o

C

c Phóng thoi n ạo vét đường ống (Pigging)

Thực tế cho thấy quá trình vận chuyển dầu CNV bị ảnh hưởng bởi khá nhiều

yếu tố như sự tổn hao nhiệt trong hệ thống đường ống vận chuyển dài, thành phần chất lưu phức tạp, nhiệt độ hình thành và đông đặc paraffin khá cao… gây ra nhiều khó khăn trong công tác xử lý và vận chuyển dầu khí Khi các biện pháp phòng chống lắng đọng paraffin trong đường ống không đạt hiệu quả, biện pháp cơ học - phóng thoi nạo

Từ đầu năm 2010 đến nay công ty Hoàn Vũ đã thực hiện phóng thoi định kỳ vào mỗi tháng và mỗi đợt thực hiện phóng 2 quả thoi:

- Con thoi thứ nhất với đường kính là 8.5" mục đích quét những cặn sáp trong đường ống

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY ĐA PHA

2.1 T ổng quan về dòng chảy đa pha

Dòng chảy đa pha là dạng dòng chảy rất hay gặp trong ngành công nghiệp dầu khí Loại dòng chảy này xuất hiện xuyên suốt từ quá trình khai thác đến quá trình xử lý

và vận chuyển bằng đường ống Việc hiểu biết một cách đầy đủ và chính xác về dòng chảy đa pha là một vấn đề rất khó khăn và phức tạp Nhiều công trình nghiên cứu về dòng chảy đa pha đã được thực hiện từ những năm 1950 Cho đến nay vẫn chưa có một

mô hình thống nhất và chính xác áp dụng cho việc tính toán cụ thể đối với dòng chảy trong hệ thống khai thác và vận chuyển Hầu hết các mô hình thường được tiến hành thông qua thực nghiệm, vì vậy, kết quả vẫn chỉ dừng lại ở mức tương đối

Khi nghiên cứu về dòng chảy hai pha trong đường ống, có rất nhiều thông số liên quan tương tác lẫn nhau Trong đó, sự khác nhau về tỷ trọng và độ nhớt đã làm cho

vận tốc giữa các pha khí và lỏng khác biệt nhau trong đường ống Đối với dòng hướng lên, pha khí có mật độ và độ nhớt thấp hơn có khuynh hướng di chuyển với vận tốc cao hơn so với pha lỏng Ngược lại, đối với dòng hướng xuống, pha lỏng thường di chuyển nhanh hơn pha khí Ngoài ra, các thông số như chế độ dòng chảy, tổn hao áp suất, tỷ phần lỏng cũng là một trong những thông số khá quan trọng khi nghiên cứu về dòng

chảy đa pha

2.1.1 Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang

Trong đường ống nằm ngang, dòng chảy đa pha có thể thay đổi thành nhiều chế

độ dòng chảy khác nhau Đối với dòng chảy hai pha khí – lỏng thì có thể tồn tại các

chế độ dòng chảy như hình 2.1:

- Dòng ch ảy bọt khí: các pha khí tồn tại dưới dạng bong bóng khí nhỏ và

phân tán trong pha lỏng Khi vận tốc pha lỏng tăng lên, kích thước của các bong bóng khí này tăng do sự tích tụ các bong bóng khí nhỏ lại với nhau

Cuối cùng, một dãy liên tục các bong bóng khí được hình thành trong pha lỏng và có khuynh hướng tập trung gần phía trên thành ống

- Dòng ch ảy dạng nút: từ dòng chảy bọt, khi vận tốc của pha khí được tăng

lên, các bong bóng khí sẽ kết tụ lại với nhau tạo thành những bong bóng khí lớn hơn, dài hơn và có dạng nón Những bong bóng khí này hay được gọi là

bọt khí Taylor Dòng chảy dạng nút gồm có bọt khí Taylor, bị tách biệt trong vùng dòng chảy dạng bọt khí được gọi là nút

Những nút chất lỏng này có thể làm cho áp suất trong đường ống thay đổi

bất thường trong quá trình vận hành, gây ra những tác động xấu đối với các thiết bị vận chuyển và xử lý

- Dòng ch ảy dạng bọt kéo dài (Elongated bubble flow): có cấu trúc tương

tự như dòng chảy dạng nút, nhưng các bọt khí bị tắc nghẽn một thời gian ngắn, vì vậy, dòng chảy trở nên gián đoạn, những bọt khí nhỏ hơn và di chuyển chậm hơn so với dòng chảy dạng nút

- Dòng ch ảy dạng phân tầng: pha lỏng phân bố dọc theo phía dưới tuyến

ống, pha khí nằm trên pha lỏng và được ngăn cách nhau bởi mặt phân giới khí-lỏng

Loại dòng chảy này có khuynh hướng xuất hiện nhiều tại những đoan đường ống có dốc xuống và dòng chảy nằm ngang với chất lưu có tốc độ thấp

- Dòng ch ảy dạng sóng: xuất hiện khi vận tốc của pha khí trong dòng chảy

dạng phân tầng tăng lên, các dao động của sóng bắt đầu hình thành lớn dần Các gợn sóng này có thể đạt được đến thành ống

- Dòng ch ảy dạng vành xuyến: chế độ dòng chảy vành xuyến có đặc điểm là

màng chất lỏng trải quanh thành ống bao bọc phần lõi khí bên trong chuyển

Hình 2.1 – Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang [3]

2.1.2 Các ch ế độ dòng chảy trong đường ống thẳng đứng

Trong đường ống thẳng đứng, dòng chảy hai pha có thể được phân loại thành các chế độ dòng chảy như hình 2.2

Hình 2.2 – Các chế độ dòng chảy trong đường ống thẳng đứng [3]

Chất lỏng có vận tốc thấp thì chất khí được sinh ra trong dầu bị phân tán như các

bọt khí riêng biệt Chế độ dòng chảy này được gọi là dòng chảy dạng bọt khí

Từ dòng chảy dạng bọt khí, khi tăng vận tốc dòng chảy của pha khí, các bọt khí sẽ

khí này được gọi là bọt khí Taylor Dòng chảy dạng nút gồm có bọt khí Taylor, bị tách biệt trong vùng dòng chảy dạng bọt khí được gọi là nút, và một lớp chất lỏng bao xung quanh bọt khí Taylor có xu hướng chảy xuống Sự phân bố của các bọt khí Taylor trong dòng chảy thẳng đứng có tính đối xứng

Ở dòng chảy dạng khuấy, hay còn được gọi là dòng sủi bọt, các bọt khí và nút khí

trở nên bị biến dạng nhiều và xuất hiện sự hoà lẫn vào nhau khi pha khí có vận tốc dòng chảy lớn Sự khác biệt giữa dòng chảy dạng nút khí và dòng chảy khuấy là màng chất lỏng bao quanh nút khí sẽ không xuất hiện ở dòng chảy khuấy

Chế độ dòng chảy vành xuyến có đặc điểm là màng chất lỏng trải quanh thành ống bao bọc phần lõi khí bên trong chuyển động với vận tốc cao và trong lõi khí còn có những giọt chất lỏng nhỏ Dòng chảy đi lên của lớp màng chất lỏng này ngược với

trọng lực là kết quả do lực tác động của lõi khí có vận tốc chuyển động lớn

2.1.3 Biểu đồ chế độ dòng chảy (Flow regime maps)

Vị trí tương đối của pha lỏng đối với pha khí trong quá trình vận chuyển bằng đường ống tạo nên các dạng cấu trúc và chế độ dòng chảy khác nhau Việc xác định

chế độ dòng chảy trong đường ống vận chuyển dầu khí là rất cần thiết cho quá trình tính toán và mô phỏng Nhiều công trình nghiên cứu đã đưa ra các phương pháp khác nhau nhằm dự báo chế độ dòng chảy của chất lưu trong đường ống Ở mỗi phương pháp, các chế độ dòng chảy thường được biểu diễn trên các biểu đồ, hay còn gọi là

“bi ểu đồ chế độ dòng chảy”

Thông thường trên biểu đồ, chế độ dòng chảy được xác định dựa vào hai thông

số cơ bản không thứ nguyên là hệ số Froude và hàm lượng thể tích khí β hoặc tỷ phần

lỏng ở điều kiện không trượt λ L (No-slip liquid fraction), chúng được biểu diễn trên tọa

độ log – log Các thông số không thứ nguyên này đặc trưng cho vận tốc của các pha khí

và pha lỏng Một số phương pháp được sử dụng phổ biến như Beggs & Brill (1973),

Trong phương pháp Beggs & Brill (1973) cho dòng chảy nằm ngang hình 2.3,

tác giả đã dựa vào các nhóm không thứ nguyên Froude, FrM và tỷ phần lỏng ở điều

G G L L

v

αλ

λ < ≥ hoặc λL ≥0.4 ,Fr M >Fr1

Hình 2.3 – Biểu đồ chế độ dòng chảy Beggs & Brill (1973) cho ống ngang [3]

Như mô hình dòng chảy Beggs & Brill (1973), Taitel & Duckler (1976) đã xây

dựng lên phương pháp xác định chế độ dòng chảy trong đường ống dựa trên sự hội tụ của phương trình (2.7):

 α G , α L : lần lượt là tỷ phần pha khí, pha lỏng,

 v G , v L : lần lượt là vận tốc pha khí, pha lỏng,

for laminar flow

for turbulent flow f

for laminar flow

for turbulent flow f

 S GL : mặt cắt tiết diện dòng chảy phân tầng

Phương trình (2.11) xác định sự ổn định (Smooth) hay sự gợn sóng (Wave) trong chế độ dòng chảy tầng:

Hình 2.4 – Biểu đồ chế độ dòng chảy Taitel và Dukler (1976) cho ống ngang [3]

2.2 Cơ sở tính toán và xây dựng mô hình dòng chảy hai pha

Trong bài báo (Kjell H Bendlksen, Dag Malnes, Randi Moe, and Sven Nuland, Inst for Energy Technology, 1991), các tác giả đã xây dựng và kiểm chứng thành công

mô hình động học cho dòng chảy hai pha dựa trên các phương trình bảo toàn khối lượng, động lượng, năng lượng trên mỗi pha và các số liệu thực tế

2.2.1 Phương trình bảo toàn khối lượng

Đối với pha khí,

 α G , α L , α D : lần lượt là tỷ phần pha khí, pha lỏng và các giọt lỏng,

 v G , v L, v D : lần lượt là vận tốc pha khí, pha lỏng và các giọt lỏng,

 A : mặt cắt tiết diện của ống,

 Ψ G : tỷ lệ truyền khối giữa các pha,

 Ψ e , Ψ d : tỷ lệ sinh ra và lắng đọng các pha,

 G f : lưu lượng khối lượng của pha f,

Các kí hiệu g, L, i và D chỉ pha khí, pha lỏng, mặt phân cách các pha

và các giọt lỏng

2.2.2 Phương trình bảo toàn động lượng

Đối với pha khí,

Kết hợp phương trình (2.16) và (2.17), ta có phương trình bảo toàn động lượng cho khí/các giọt lỏng:

d

S p

 α : góc nghiêng của đường ống so với phương thẳng đứng,

 S G , S L , S i : lần lượt là chu vi thấm ướt của pha khí, pha lỏng và mặt phân cách các pha

2.2.3 Phương trình bảo toàn năng lượng

Phương trình bảo toàn năng lượng cho cả hỗn hợp:

Trong đó,

 E : nội năng trên một đơn vị khối lượng,

 h : độ chênh cao của ống,

 Hs : enthalpy của lưu chất,

G

m R

s s

2.2.5 S ự truyền khối giữa bề mặt phân cách các pha

Sự chuyển pha là một hàm của áp suất và nhiệt độ:

( p T R , , )

∂ ∂ ∂ là sự truyền khối khi có một dòng chảy đi từ

vị trí này sang vị trí khác trong một đoạn ống

2.3 Các tính chất cơ bản của chất lưu vận chuyển trong đường ống

2.3.1 Tính lưu biến

Đặc tính phụ thuộc của dòng chảy theo ứng suất trượt giữa hai lớp chất lỏng và

độ nhớt gọi là tính lưu biến của chất lỏng Về tổng quát, tính lưu biến phụ thuộc vào các thông số như độ nhớt động học, ứng suất trượt, vận tốc trượt, nhiệt độ và áp suất

a Độ nhớt động học

Độ nhớt động học (μ) là một đặc tính của lưu chất, thể hiện khả năng chống lại

sự dịch chuyển tương đối giữa các phần tử của lưu chất, được định nghĩa bằng tỷ số

giữa ứng suất trượt (τ) và tốc độ trượt (γ)

τµγ

b Ứng suất trượt

Ứng suất trượt (τ) là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc (hay tính lưu biến)

của chất lưu trong ống, được tính bằng lực (F) trên một đơn vị diện tích bề mặt (A) mà

chất lưu trượt qua

F

τ =

Từ khái niệm về tính lưu biến và đặc tính độ nhớt, chất lỏng được chia thành hai loại bao gồm chất lỏng Newton và chất lỏng phi Newton

Hình 2.5 – Các mô hình chất lỏng Newton và phi Newton [2]

Hình 2.6 – Hình v ẽ biễu diễn ứng suất trượt của chất lỏng Newton [2]

Trong mô hình chất lỏng Newton, quan hệ giữa τ và v

y

∂

∂ là tuyến tính, là một đường thẳng qua gốc tọa độ với hệ số góc μ

ii Ch ất lỏng phi Newton

Đối với chất lỏng phi Newton, độ nhớt không phụ thuộc vào tốc độ trượt Các

mô hình của chất lỏng phi Newton bao gồm mô hình Hershel-Buckley, mô hình chất

lỏng dẻo Bingham (Birmingham plastic), mô hình chất lỏng giả dẻo Ostwald (Pseudoplastic), mô hình Dilatant

- Mô hình ch ất lỏng nhớt - dẻo không tuyến tính (Hershel-Buckley)

Đường cong chảy của mô hình Hershel-Buckley được mô tả ở hình 2.5 Mô

hình Hershel-Buckley là mô hình tổng quát cho các loại chất lỏng

Khi τo = 0, n =1 ta có mô hình Newton : v

y

τ µ=  ∂∂ 

Khi τo = const, n = 1 ta có mô hình Bingham : 0 p v

τ = ∂∂ 

- Mô hình ch ất lỏng nhớt dẻo Bingham (Birmingham plastic)

Tất cả những quan hệ trong đó pha lỏng bị ràng buộc bởi một cấu trúc mạng

chất rắn (mạng tinh thể paraffin trong dầu thô), hệ đó chỉ có khả năng chuyển động khi

hệ thống mạng bị phá vỡ Khi hệ thống mạng bị phá vỡ hoàn toàn, dòng chảy tuân theo quy luật của chất lỏng Newton thì hệ đó được gọi là chất lỏng nhớt dẻo Bingham

Các nghiên cứu mô hình lưu biến của dầu mỏ chứng minh rằng ở điều kiện nhiệt

độ đông đặc, dòng chảy của dầu tuân theo mô hình Bingham Sử dụng mô hình Bingham trong nghiên cứu dầu nhiều paraffin độ nhớt cao đã được trình bày trong các công trình nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm của Mirzanzadeh, Gubin Phương trình lưu biến:

0 0

v with

v y

if y

 YP : giới hạn chảy (yield point),

 PV - μ : độ nhớt dẻo (plastic viscosity),

Ứng suất trượt tĩnh là giá trị mà áp lực tiếp tuyến phải thắng được để gây ra sự trượt giữa hai lớp lân cận, khởi sự quá trình phá hủy cấu trúc trong dầu tạo ra dòng

chảy τ o phát sinh do quá trình tái tạo cấu trúc dầu ở trạng thái tĩnh có nhiệt độ thấp nên

nó là hàm số của thời gian tĩnh (thời gian ngừng vận hành) Thời gian càng dài thì cấu trúc càng bền và τo càng tăng, kéo theo sự tăng của ứng suất trượt τ và do đó nó làm

tăng áp suất khởi động đường ống

- Mô hình ch ất lỏng giả dẻo Ostwald (Pseudoplastic)

Chất lỏng giả dẻo là những chất lỏng có độ nhớt giảm nhanh khi gradient vận

tốc tăng Hiện tượng giảm độ nhớt khác với chất lỏng Bingham, chất lỏng giả dẻo đã

bắt đầu chảy khi giá trị của τ còn rất nhỏ Sự phụ thuộc của ứng suất trượt τ vào vận tốc

là đường cong đi qua gốc tọa độ và được biễu diễn bằng phương trình có dạng hàm số

Chất lỏng Dilatant là một loại chất lỏng có độ nhớt luôn luôn phụ thuộc vào giá

trị của gradient vận tốc Một chất lỏng được gọi là Dilatant khi chất lỏng đó có độ nhớt tăng khi giá trị gradient vận tốc tăng Trong thực tế, chất lỏng Dilatant rất ít gặp Nếu

gặp thì người ta sẽ thay đổi thành phần của nó nhằm làm giảm tính chất Dilatant Phương trình đặc trưng cho chất lỏng Dilatan được biểu diễn:

c Tính ch ất phi Newton của dầu Cá Ngừ Vàng (CNV)

Khi nhiệt độ thay đổi, tính chất lưu biến của dầu cũng thay đổi theo Thực tế dầu thô ở mỏ CNV cho thấy, khi nhiệt độ của dầu lớn hơn 35oC thì dầu là chất lỏng Newton, còn khi nhiệt độ của dầu nhỏ hơn 35o

C thì dầu CNV lúc này trở thành chất

lỏng phi Newton, cụ thể là chất lỏng Bingham Điều này có thể giải thích là do trong dầu thô CNV có chứa một hàm lượng paraffin khá cao nên nhiệt độ đông đặc của dầu cao

Khi nhiệt độ của dầu thấp thì cấu trúc của chất keo nhựa trở nên bền vững hơn

dẫn đến độ nhớt của dầu cao, dầu sẽ trở nên đặc sánh hơn (nhớt - dẻo) thể hiện được tính chất của chất lỏng phi Newton Ngược lại, khi nhiệt độ của dầu cao, các cấu trúc của paraffin bị phá vỡ, độ nhớt giảm, thể hiện được tính chất của chất lỏng Newton

2.3.2 Nhiệt độ kết tinh

Nhiệt độ kết tinh (WAT) là nhiệt độ mà tại đó các tinh thể paraffin bắt đầu xuất hiện hay còn gọi là điểm mù (CP) Tại nhiệt độ đưới điểm CP, các tinh thể bắt đầu tăng dần Các tinh thể này có thể hình thành dưới dạng khối lỏng, những hạt nhỏ và di chuyển dọc theo đường ống cùng với sự di chuyển của chất lưu hoặc lắng đọng lại ở những bề mặt có nhiệt độ thấp

2.3.3 Nhiệt độ đông đặc

Nhiệt độ đông đặc của dầu là nhiệt độ mà tại đây dầu không còn khả năng di chuyển (không linh động nữa) hay nhiệt độ mà tại đây dầu bắt đầu chuyển từ trạng thái lỏng sang trạng thái rắn Nhiệt độ của dầu phụ thuộc vào thành phần hydrocacbon, các

chất keo nhựa Hàm lượng paraffin, đặc biệt là các cấu tử nặng sẽ quyết định nhiệt độ đông đặc của dầu

2.3.4 Ảnh hưởng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đến các tính chất của

chất lưu

Chất làm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) là một cấu tử quan trọng sử dụng trong khai thác và vận chuyển dầu thô Tùy thuộc vào thành phần và tính chất của dầu thô mà người ta đưa ra một PPD thích hợp nhằm đạt được hiệu quả tác dụng tối ưu

Việc nghiên cứu đưa ra chất làm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) cho dầu thô mỏ

Cá Ngừ Vàng (CNV) nhằm đáp ứng yêu cầu đảm bảo dòng chảy trong quá trình khai thác và vận chuyển dầu

PPD cần có tác dụng ức chế quá trình kết tinh & phát triển tinh thể paraffin có trong dầu thô và qua đó cải thiện tính chất chảy của dầu thô Thành phần và tỷ lệ các hợp chất hóa học có trong dầu thô ảnh hưởng đến hiệu quả tác dụng của PPD và vì thế đối với từng mẫu dầu cần nghiên cứu đưa ra loại PPD phù hợp

Thông thường PPD gồm 03 nhóm cấu tử chính: nhóm chất điều chỉnh tinh thể paraffin, nhóm chất phân tán paraffin và nhóm dung môi Chất điều chỉnh thường là các hợp chất, các polime hoặc copolime như 2-hydroxy-naphtalene, polyethylene, copolyme ethylene-butene, copolime ethylene-vinylaxetate, copolime olefin-ester, polyacrylate, polymethacrylate, nhựa alkylphenol… Các chất này cùng kết tinh với paraffin và ngăn cản sự phát triển tinh thể paraffin bằng cách làm cho các tinh thể paraffin có kích thước nhỏ dần

Chất phân tán paraffin là các chất hoạt động bề mặt có tác dụng hỗ trợ phân tán các tinh thể paraffin, làm giảm độ nhớt của dầu và ma sát giữa dầu và thành ống, chống

sự kết tụ và phát triển tinh thể Đó là các hợp chất như là asphaltene trong dầu thô, các

hợp chất sunphonat, dẫn xuất của alkylphenol, ketone, terpene, polyamide, naphtalene…

Dung môi được sử dụng làm môi trường hòa tan/phân tán các chất điều chỉnh và phân tán paraffin Việc sử dụng dung môi/hỗn hợp dung môi phụ thuộc vào các nghiên

cứu để phù hợp với các thành phần của PPD Một số công trình công bố chỉ ra rằng dung môi cũng có ảnh hưởng đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô

Hình 2.7 – Các tinh th ể paraffin trước (trái) và sau (phải) khi sử dụng hóa phẩm [16]

Việc sử dụng một hay nhiều chất điều chỉnh tinh thể, chất phân tán và dung môi phụ thuộc vào tác dụng của chúng tới nhiệt độ đông đặc và tính chất chảy của dầu thô

Nhằm tìm ra loại PPD thù hợp nhất để sử dụng, các mẫu dầu thô CNV được tiến hành thu thập và thí nghiệm với các chất làm giảm nhiệt độ đông đặc khác nhau

(Bảng 2.1) theo tiêu chuẩn ASTM D5853

B ảng 2.1 – Bảng liệt kê các chất PPD sử dụng cho việc sàng lọc

Kết quả khảo sát ảnh hưởng của các chất làm giảm nhiệt độ đông đặc đến dầu

thô CNV được trình bày ở hình 2.8

Hình 2.8 – Kết quả thí nghiệm các chất làm giảm nhiệt độ đông đặc khác nhau với các

liều lượng khác nhau

Quan sát đồ thị từ hình 2.8, các chất làm giảm nhiệt độ đông đặc sau khi được

sàng lọc là Baker's Sepaflux, EC5351A, EC6509A, VX9591 + 500ppm EC6508A Các

kết quả này sẽ được tiếp tục sàng lọc cho tới khi tìm ra được chất PPD tốt nhất

Tiến hành sử dụng các chất Baker's Sepaflux, EC5351A, EC6509A, VX9591 + 500ppm EC6508A với liều lượng 1000ppm để đánh giá ảnh hưởng của chúng đến độ

nhớt động học và độ cản ban đầu đối với dầu thô CNV Kết quả được biểu diễn ở hình 2.9, hình 2.10 và bảng 2.2

VX9590 + 500ppm EC6508A

VX9591 + 500ppm EC6508A