Đang tải... (xem toàn văn)
Giống như tất cả các mỏ dầu khí khác trên thế giới, hệ thống thu gom, xử lí và vận chuyển dầu bằng đường ống ngoài khơi ở mỏ Bạch hổ và Rồng được xây dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ của LD Vietsovpetro cho một thời kỳ nhất định. Hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu này sẽ làm việc có hiệu quả trong khoảng thời gian khi chỉ tiêu khai thác trùng hợp với các chỉ tiêu thiết kế, phần thời gian còn lại hoặc là không đủ tải hoặc là quá tải. Các chỉ tiêu khai thác, các đặc tính của chất lỏng khai thác ở mỏ thay đổi theo thời gian và có độ chênh lệch lớn. Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom và vận chuyển sản phẩm đa năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác các mỏ dầu khí. Mỏ Bạch hổ và Rồng của LD Vietsovpetro cũng không phải là một ngoại lệ. Việc phát triển hống thu gom, xử lý vận chuyển dầu để phù hợp với thực trạng phát triển mỏ cũng như quá trình khai thác dầu ở Liên Doanh Vietsovpetro phụ thuộc rất nhiều vào những người làm dầu khí nơi này. Sự ứng dụng công nghệ, cải tiến sản xuất cho phù hợp và đáp ứng yêu cầu đặc ra của khai thác dầu khí được đặt ra cho những người làm dầu khí của LD Vietsovpetro Ban đầu, hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ của Liên doanh Vietsovpetro được Viện nghiên cứu dầu khí biển Liên Bang Nga (ВНИПИМорнефтегаз) quy hoạch và phát triển trên cơ sở xây dựng và lắp đặt các giàn cố định (MSP). Giàn cố định xây dựng thực hiện công tác khoan giếng, có hệ thông công nghệ xử lý tách dầu khí, dầu sau khi tách khí được bơm theo hệ thống đường ống đến trạm rót dầu không bến (FSO). Trên FSO sẽ thực hiện xử lý tách nước đến thương phẩm. Các công trình này được kết nối với nhau bằng hệ thống đường ống ngầm dưới đáy biển và không bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài, dùng đề vận chuyển dầu đã tách khí từ các MSP đến FSO. Khoảng cách gữa các công trình khoảng 1.5 6 km. Qua qua trình phát triển, do đặc tính của chất lưu, những mỏ mới như Rồng, Nam Rồng Đồi Mồi, gầu trắng đưa vào khai thác đả có hệ thống kết nối bằng đường ống bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài. Đến nay, mạng lưới đường ống vận chuyển dầu ở nội bộ mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối dùng để vận chuyển dầu và khí của LD Vietsovpetro đã dài hơn 400 km. Quy luật vận chuyển chất lỏng bằng đường ống cho thấy, khả năng vận chuyển chất lỏng phụ thuộc vào các tính chất lý hóa, tính lưu biến của chất lỏng và các đặc tính đường ống xây dựng dùng để vận chuyển chúng. Ở LD Vietsovpetro hệ thống đường ống ở nội bộ mỏ Bạch Hổ được xây dựng đặt ngầm dưới đáy biển, nối liền các giàn cố định với nhau và với FSO đều không được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài. Hệ thống đường ống này dùng để vận chuyển dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ. Sau khi lưu lượng dầu khí khai thác ở các mỏ Bạch Hổ và Rồng giảm suy giảm, công nghệ khai thác dầu bằng khí gaslift được triển khai rộng rãi tại mỏ Bạch Hổ và Rồng và sau này ngay cả ở các mỏ kết nối mới đưa vào khai thác, như Nam Rồng Đồi Mồi. Gấu trắng, Thỏ trắng.... Việc áp dụng công nghệ khai tthác dầu bằng gaslift cùng với suy giảm sản lượng làm cho lưu lượng sản phẩm trong đường ống giảm đi đang kể, bên cạnh đó, nhiệt độ sản phẩm tham gia vận chuyển cũng giảm đi nhiều và gần bằng với nhiệt độ môi trường. Khả năng vận chuyển của đường ống (dùng để vận chuyển dầu nhiều paraffin) phụ thuộc rất nhiều vào tính chất lý hóa của chất lỏng cần vận chuyển (độ nhớt, đặc tính paraffin và các tính chất lưu biến) và các thông số của đường ống (đường kính và độ dài), cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều kiện lắp đặt ống (ở dưới nước, chôn sâu). Chúng ta sẽ lần lượt điểm qua các đặc tính lý hóa của dầu đang khai thác tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối và đặc tính của đường ống ở các mỏ Bạch Hổ Rồng và các mỏ kết nối dùng để vận chuyển dầu tại Liên Doanh Vietsovpetro. Đặc trưng lý hóa của dầu khai thác tại các mỏ của LD Vietsovpetro, các mỏ kết nối và vấn đề lắng đọng paraffin. Trong bảng 1 là các đặc trưng lý hóa cơ bản của dầu thô khai thác tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối. Dầu khai thác ở tất cả các khu vực này có hàm lượng paraffin dao động1926% KL và độ nhớt cao, nhiệt độ đông đặc của dầu khoảng 30380C, cao hơn nhiệt độ trung bình của nước biển 25280C và cao hơn nhiều so với nhiệt độ thấp nhất của nước biển ở vùng cận đáy (220C) khoảng 9150C. Nhiệt độ bắt đầu kết tinh của paraffin trong dầu các mỏ này dao động ở mức 58610C. Theo các tính toán mô phỏng cho thấy, nếu dùng đường ống không bọc cách nhiệt để vận chuyển sản phẩm, thì sau khi sản phẩm giếng đi vào hệ thống đường ống ngầm dưới đáy biển khoảng 23 km, nhiệt độ của dầu trong đường ống đã bằng nhiệt độ của nước biển ở vùng cận đáy, tức dao động ở mức 23280C, nhỏ hơn nhiệt độ đông đặc của dầu khoảng 100C và nhỏ hơn nhiệt độ bắt đầu xuất hiện pararfin trong dầu khoảng 350C. Tại điều kiện vận chuyển dầu dưới nhiệt độ xuất hiện paraffin, tức dầu ở dạng chất lỏng phi Niu Tơn. Như vậy, trong mọi trường hợp, kể cả vận chuyển dầu bằng đường ống bọc cách nhiệt thì tại LD Vietsovpetro đều thực hiện vận chuyển dầu phi Nui Tơn, nghĩa là dưới nhiệt độ xuất hiện paraffin trong dầu sẽ nguy cơ lắng đọng paraffin là rất lớn, hiện tượng tắc nghẽn trong hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống luôn thường trực có thể xảy ra. Như vậy, với việc sử dụng đường ống không bọc cách nhiệt, vận chuyển dầu ở lưu lượng thấp hay vận chuyển dầu ở nhiệt độ dầu trong đường ống thấp gần với nhiệt độ môi trường sẽ sảy gây ra nhiều khó khăn phức tạp: Là suy giảm các đặc tính lưu biến của dầu trong đường ống do vận chuyển dầu dưới nhiệt độ bảo hòa paraffin, gây ra sự hình thành các cấu trúc mạng paraffin trong dầu và trong đường ống, kết quả là làm gia tăng áp suất khi vận chuyển dầu. Nhiều trường hợp có thể làm dầu bị “đông đặc”, đường ống phải dừng hoạt động; Giảm tiết diện dòng chảy của đường ống do sự tính tụ lắng động keonhựaparaffin bên trong bề mặt và sự hình thành khu vực ứ đọng dầu đông đặc; Nhiệt độ giảm, lưu lượng khí gaslift nhiều là nguyên nhân làm nhũ tương dầu nước tăng độ bền, gây ảnh hưởng không nhỏ đến công tác xử lý dầu đến thương phẩm tại FSO.
Những khó khăn & thách thức vận chuyền dầu nhiều paraffin khai thác mỏ LD "Vietsovpetro" mỏ kế nối Giống tất mỏ dầu khí khác giới, hệ thống thu gom, xử lí vận chuyển dầu đường ống khơi mỏ Bạch hổ Rồng xây dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ LD "Vietsovpetro" cho thời kỳ định Hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu làm việc có hiệu khoảng thời gian tiêu khai thác trùng hợp với tiêu thiết kế, phần thời gian lại không đủ tải tải Các tiêu khai thác, đặc tính chất lỏng khai thác mỏ thay đổi theo thời gian có độ chênh lệch lớn Bởi vậy, có hệ thống thu gom vận chuyển sản phẩm đa phù hợp với tất giai đoạn khai thác mỏ dầu khí Mỏ Bạch hổ Rồng LD "Vietsovpetro" ngoại lệ Việc phát triển hống thu gom, xử lý vận chuyển dầu để phù hợp với thực trạng phát triển mỏ trình khai thác dầu Liên Doanh "Vietsovpetro" phụ thuộc nhiều vào người làm dầu khí nơi Sự ứng dụng công nghệ, cải tiến sản xuất cho phù hợp đáp ứng yêu cầu đặc khai thác dầu khí đặt cho người làm dầu khí LD "Vietsovpetro" Ban đầu, hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ Liên doanh "Vietsovpetro" Viện nghiên cứu dầu khí biển Liên Bang Nga (ВНИПИМорнефтегаз) quy hoạch phát triển sở xây dựng lắp đặt giàn cố định (MSP) Giàn cố định xây dựng thực công tác khoan giếng, có hệ thông công nghệ xử lý tách dầu khí, dầu sau tách khí bơm theo hệ thống đường ống đến trạm rót dầu không bến (FSO) Trên FSO thực xử lý tách nước đến thương phẩm Các công trình kết nối với hệ thống đường ống ngầm đáy biển không bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài, dùng đề vận chuyển dầu tách khí từ MSP đến FSO Khoảng cách gữa công trình khoảng 1.5 - km Qua qua trình phát triển, đặc tính chất lưu, mỏ Rồng, Nam Rồng Đồi Mồi, gầu trắng đưa vào khai thác đả có hệ thống kết nối đường ống bọc cách nhiệt với môi trường bên Đến nay, mạng lưới đường ống vận chuyển dầu nội mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối dùng để vận chuyển dầu khí LD "Vietsovpetro" dài 400 km Quy luật vận chuyển chất lỏng đường ống cho thấy, khả vận chuyển chất lỏng phụ thuộc vào tính chất lý hóa, tính lưu biến chất lỏng đặc tính đường ống xây dựng dùng để vận chuyển chúng Ở LD "Vietsovpetro" hệ thống đường ống nội mỏ Bạch Hổ xây dựng đặt ngầm đáy biển, nối liền giàn cố định với với FSO không bọc cách nhiệt với môi trường bên Hệ thống đường ống dùng để vận chuyển dầu khai thác mỏ Bạch Hổ Sau lưu lượng dầu khí khai thác mỏ Bạch Hổ Rồng giảm suy giảm, công nghệ khai thác dầu khí gaslift triển khai rộng rãi mỏ Bạch Hổ Rồng sau mỏ kết nối đưa vào khai thác, Nam Rồng Đồi Mồi Gấu trắng, Thỏ trắng Việc áp dụng công nghệ khai tthác dầu gaslift với suy giảm sản lượng làm cho lưu lượng sản phẩm đường ống giảm kể, bên cạnh đó, nhiệt độ sản phẩm tham gia vận chuyển giảm nhiều gần với nhiệt độ môi trường Khả vận chuyển đường ống (dùng để vận chuyển dầu nhiều paraffin) phụ thuộc nhiều vào tính chất lý hóa chất lỏng cần vận chuyển (độ nhớt, đặc tính paraffin tính chất lưu biến) thông số đường ống (đường kính độ dài), cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều kiện lắp đặt ống (ở nước, chôn sâu) Chúng ta điểm qua đặc tính lý hóa dầu khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối đặc tính đường ống mỏ Bạch Hổ Rồng mỏ kết nối dùng để vận chuyển dầu Liên Doanh "Vietsovpetro" Đặc trưng lý hóa dầu khai thác mỏ LD "Vietsovpetro", mỏ kết nối vấn đề lắng đọng paraffin Trong bảng đặc trưng lý hóa dầu thô khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối Dầu khai thác tất khu vực có hàm lượng paraffin dao động19-26% KL độ nhớt cao, nhiệt độ đông đặc dầu khoảng 30-380C, cao nhiệt độ trung bình nước biển 25-28 0C cao nhiều so với nhiệt độ thấp nước biển vùng cận đáy (22 0C) khoảng 9150C Nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin dầu mỏ dao động mức 58-610C Theo tính toán mô cho thấy, dùng đường ống không bọc cách nhiệt để vận chuyển sản phẩm, sau sản phẩm giếng vào hệ thống đường ống ngầm đáy biển khoảng 2-3 km, nhiệt độ dầu đường ống nhiệt độ nước biển vùng cận đáy, tức dao động mức 23-28 0C, nhỏ nhiệt độ đông đặc dầu khoảng 10 0C nhỏ nhiệt độ bắt đầu xuất pararfin dầu khoảng 350C Tại điều kiện vận chuyển dầu nhiệt độ xuất paraffin, tức dầu dạng chất lỏng phi Niu Tơn Như vậy, trường hợp, kể vận chuyển dầu đường ống bọc cách nhiệt LD "Vietsovpetro" thực vận chuyển dầu phi Nui Tơn, nghĩa nhiệt độ xuất paraffin dầu nguy lắng đọng paraffin lớn, tượng tắc nghẽn hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu đường ống thường trực xảy Như vậy, với việc sử dụng đường ống không bọc cách nhiệt, vận chuyển dầu lưu lượng thấp hay vận chuyển dầu nhiệt độ dầu đường ống thấp gần với nhiệt độ môi trường sảy gây nhiều khó khăn phức tạp: - Là suy giảm đặc tính lưu biến dầu đường ống vận chuyển dầu nhiệt độ bảo hòa paraffin, gây hình thành cấu trúc mạng paraffin dầu đường ống, kết làm gia tăng áp suất vận chuyển dầu Nhiều trường hợp làm dầu bị “đông đặc”, đường ống phải dừng hoạt động; - Giảm tiết diện dòng chảy đường ống tính tụ lắng động keo-nhựaparaffin bên bề mặt hình thành khu vực ứ đọng dầu đông đặc; - Nhiệt độ giảm, lưu lượng khí gaslift nhiều nguyên nhân làm nhũ tương dầu nước tăng độ bền, gây ảnh hưởng không nhỏ đến công tác xử lý dầu đến thương phẩm FSO Bảng Các thông số lý hóa о Khối lượng giêng 20 С, g/сm Содержание мех примесей, %масс Nhiệt độ đông đặc, 0С Khối lượng phân tử, g/mol Độ nhớt, mm2/s:- 500С - 700С Hàm lượng lưu huỳnh, % KL Hàm lượng paraffin, % KL Nhiệt độ kết tinh paraffin, 0С Hàm lượng Asphalten & nhựa, % KL Hàm lượng cốc, % KL Hệ số khí, m3/t Nhiệt độ sôi ban đầu, 0С Thành phần phân đoạn,% V:- đến 1000С -đến 1500С -đến 2000С -đến 2500С -đến 3000С -đến 3500С Bạch hổ 830 - 870.7 0.011-0.273 33.5-37.5 257.7-295.7 6.61-10.44 3.63-6.24 0.039-0.0844 21.7-32.5 58-61 2.92-10.06 Rồng 850 -873.9 0.489-0.916 31.5 -36.5 251.9-278.7 7.5-15.35 4.6-11.8 0.0759-0.952 19.34-24.73 58 -60 6.35 - 13.26 Mỏ dầu NR-DM 862.3 0.03 34.5 279.2 11.12 6.53 0.085 22.1 60 7.98 0.58-3.74 195-220 95.8 0.1 1.98 - 4.11 49-120 80.0 0.1 4.27 35-55 77.8 0.1 4.29 -5.93 47-53 79 -83 5.7 15.7 26.2 37.3 52.6 6.0 14.0 22.0 32.8 49.0 7.0 14.5 22.6 31.7 46.5 6.5 13.0 19.0 28.0 41.0 GTC-1 874.3 886.7 0.282 -0.725 33.5 316.13 -354.93 19.4 - 18.78 10.46 - 18.78 0.1061-0.136 24.82 -25.17 59.7 -60.5 11.4-14.9 0.5 Thỏ Trắng 834 - 859 0.136-0.414 29.5 - 32.5 4.3 - 8.73 2.81 - 5.05 0.0566 -0.0824 19.8 - 22.6 54-57 4.82 - 10.18 1.14-2.83 238 - 291 74.4 - 91.2 0.3 11.7 21.8 32.1 42.8 57.1 Như nói trên, hầu hết tất giếng khai thác dầu mỏ Liên Doanh "Vietsovpetro" mỏ kết nối chuyển sang khai thác học phương pháp gaslift Bằng cách này, mặt trì sản lượng khai thác dầu hàng năm mỏ, mặt khác lại làm trầm trọng thêm vấn đề lắng đọng paraffin, đường ống vận chuyển dầu mà giếng khai thác, nhiệt độ dầu giảm đáng kể Hiện nay, nhiệt độ dầu thu gom đến giàn công nghệ trung tâm CTP FSO để xử lý tàng chứa mức 35-43 C, thấp nhiệt độ xuất paraffin dầu khoảng 10-15 0C Nhiệt độ dầu giếng khai thác dao động mức 28-62 0C Trong bảng thông số khai thác dầu giếng mỏ kết nối với mỏ Bạch Hổ Rồng đưa vào khai thác năm gần Bảng Thông số làm việc giếng số công trình mỏ kết nối với mỏ Bạch Hổ Rồng Tên công Giấng trình 1P 1X 2X 4P GTC5XP 01 6P 7P 8P 9P 3001 3002 3003 3004 32 70 RC-7 709 2X 3X 404B 405 RC-DM 406 407 408 409 410 20 25 Lưu lượng lỏng, m3/ngđ Lưu lượng dầu, т/сут 78.46 96 11.64 26.31 43.69 30.4 114.5 40.5 126.59 289.8 30.7 27.5 328.75 292.5 18.8 64.9 240.7 95.7 147.4 50.1 40.66 137.2 135 72 116.3 86.48 107.4 43.06 66.12 9.55 25.38 39.85 24.9 93.5 33.3 102.78 23.59 21.18 22.48 51.2 24 5.9 17.56 95.1 75.5 112.4 24.6 90.07 187.8 52 45.4 26.2 54.02 22.64 Lưu lượng khí gaslift, ngh m3/ngđ 23.89 24.33 19.62 39.23 14.56 19.28 14.65 24.3 14.7 14.8 24.05 18.9 14.78 14.97 13.9 11.94 27.12 17.7 28.04 17.1 24.6 25.01 29.83 20.98 34.7 24.48 15.24 Nhiệt độ miệng giếng, oC 29-30 30-31 26-27 25-26 39-44 28-29 31- 32 27-28 30-31 61-63 28-31 28-30 53-54 63-65 29-34 33-41 55-67 33-40 33-42 30-32 34-37 43-49 39-44 27-40 38-52 29-39 32-55 RC-4 420 421 422 423 424 425 17 501 502 503 505 506 507 508 509 510 28 29 602 604 605 606 607 609 201 203 Б 305 320 322 325 302 303 308 Б 309 310 311 315 319 323 Б 324 56.8 33.2 42.53 106.8 208.7 62.9 50.7 215.2 3.6 124.6 174.2 224.5 234.1 95 38.7 226 93.4 50.7 48.7 22.8 77.4 71.8 65 36.7 164.2 44.7 194.7 78.4 22.8 13.49 189.77 430.3 81.15 212 174.87 167.24 21.2 117.6 199.97 188.3 6.2 11.6 68.97 60.4 87.3 51.4 40.8 27.8 2.7 96.9 54.5 14.99 156.7 73.5 30.5 188.3 13.2 40 38.7 18.9 63.8 59.2 55.3 30.4 20.1 2.0 77 34.2 7.8 11.47 26.04 146.6 27.16 45.3 63.8 50.7 2.2 14.8 55.46 27.5 25.34 10.00 31.2 38.7 26.1 19.65 14.87 6.15 6.8 19.88 19.01 26.8 9.5 24.81 17.9 19.86 9.6 21.85 14.4 7.5 14.47 14.45 8.9 8.2 37.41 29.21 32.63 19.74 12.73 21.13 29.79 33.29 29.78 27.39 20.77 28.90 7.79 31.42 32.84 39.02 27-33 25-28 29-35 35.1 52-68 30-33 35-36 68-75 26-27 40-41 32-68 35-54 38-57 32-39 25-35 40-54 40-70 36-54 40-42 36-37 41-45 37-42 39-46 33-39 40-50 28-35 31-53 29-42 28-45 28-35 34-52 39-55 30-43 34-55 32-58 36-54 28-41 30-51 38-54 29-52 16 17 1203 1203B 1206 1207 1209 1210 1211 1212 1214 1216 1217 1218 1219 1220 12.3 89 39.6 173.25 15.4 94.4 136.7 150.96 174.5 262.42 139.39 130.36 173.3 167.37 130.63 145.46 9.6 69.2 135.2 48.25 11.7 13.6 70.13 46.8 51.3 199.44 99.64 101.1 123.97 127.75 81.7 71.33 22.8 19.75 17.02 14.36 18.49 18.55 19.16 20.96 24.84 26.70 19.78 26.28 24.1 26.87 26.90 5.65 27-60 28-38 34-46 40-56 32-34 30-46 30-45 34-52 34-50 30-40 30-37 27-32 27-41 28-36 28-39 28-44 Như vậy, nhiệt độ dòng sản phẩm khai thác tất công trình vào hệ thống đường ống vận chuyển dầu có nhiệt độ nhiệt độ xuất paraffin dầu Theo tài liệu nghiên cứu [*****], dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối khác Liên Doanh "Vietsovpetro", phần lớn parafin kết tinh ạt khoảng nhiệt độ từ 36 - 45 0С Trong theo số liệu đo đạc thực tế bảng 2, nhiệt độ miệng giếng giếng khai thác phương pháp gaslift mỏ Bạc Hổ không cao nằm khoảng 28 - 40 0С, rơi vào vùng nhiệt độ mà paraffin kết tinh manh mẽ Như vậy, vận chuyển dầu theo đường ống ngầm không bọc cách nhiệt nguy thành tạo lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa bên ống cao Không thế, trình lắng đón parffin xảy trầm trọng thành ống giếng khai thác Theo đánh giá, bên đường ống không bọc cách nhiệt tồn lớp lắng đọng khoảng 20 -30 mm Khối lượng thành phần lớp lắng đọng phụ thuộc vào thời gian vận hành đường ống, nhiệt độ thành phần dầu Khi nhiệt độ dầu giảm, thành phần chất lắng đọng, parafin có phân tử lượng thấp gia tăng Trong năm 2011 – nửa đầu năm 2012 lưu lượng khai thác BK-14 thấp đạt khoảng 200-230 m 3/ngđ nhiệt độ sản phẩm riser BK-14 vào khoảng 30-35 0С Bởi vậy, sản phẩm khai thác xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc việc vận chuyển thực dạng hỗn hợp dầu khí xuất vấn đề gia tăng tổn hao áp suất hình thành bên đường ống lớp lắng đọng paraffin-keo-nhựa mềm lớp dầu đông Để phục hồi khả vận chuyển đường ống sử dụng công nghệ bơm rửa đường ống nước biển hàng tuần Sau lưu lượng khai thác BK-14 gia tăng, nhu cầu bơm rửa không cần thiết việc vận chuyển thực bình thường Những vần đề tương tự xuất mỏ Bạch Hổ đấu nối công trình khai thác với khoảng cách vận chuyển lớn lưu lượng nhỏ Trong hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ, lắng đọng muối thường hay gặp nơi có thay đổi đột ngột nhiệt- áp suất như: đường ống sau côn, phin lọc thô, phin lọc sau máy bơm, MIM, phần lớn CTP-2, số MSP BK Sự thay đổi đột ngột áp suất phá vỡ cân làm cho loại muối vô lắng đọng Ví dụ lớp lắng đọng muối trình bày hình 11.19 11.20 Cũng giống ống NKT thiết bị lòng giếng, hệ thống thu gom có mặt ba loại lắng đọng muối chính: cacbonnat CO32- (chiếm 60 % chất lắng đọng), sulfat SO42- (30 %) clorit Cl- (10 %) Lắng đọng muối sulfat khó phá nhất, muối clorit hoà tan nước nên không khó khăn để loại chúng Nguồn gốc lắng đọng muối nước khai thác từ tầng móng (có độ khoáng hoá cao nhất) từ tầng mioxen oligoxen (có hàm lượng nước sản phẩm khai thác cao so với tầng móng) Bởi vậy, vấn đề lắng đọng muối xuất MSP, BK CTP Hiện tại, vấn đề lắng đọng muối chưa phải vấn đề cấp bách, tương lai hàm lượng nước sản phẩm khai thác tăng trở nên phức tạp Hình 11.19 Lắng đọng muối ống sau côn giếng 412 (BK-3) Hình 11.20 Lắng đọng muối MIM С1-2 đường ống bơm dầu từ CTP-2 Một phương pháp tẩy rửa lớp lắng đọng muối hiệu điều kiện mỏ Bạch Hổ sử dụng hoá phẩm – dung môi Công nghệ tẩy rửa sau: nạp đầy ống NKT hay thiết bị công nghệ giàn hoá phẩm, giữ thời gian định, sau bơm rửa ống 11.2.1.1 Những vấn đề phức tạp trình vận chuyển xử lý sản phẩm khai thác phương pháp gaslift Trong trình khai thác, với thời gian, áp suất đáy giếng khai thác giảm dần đạt đến giá trị ngừng phun Các giếng chuyển sang khai thác phương pháp học, Bạch Hổ phương pháp gaslift Sản phẩm ngậm nước giếng khai thác phương pháp gaslift thường tạo nên nhũ tương nghịch nước dầu bền vững Khi hàm lượng nước sản phẩm giếng gaslift tăng làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng, cuối gia tăng tổn hao áp suất vận chuyển, làm cho áp suất trung bình hệ thống thu gom sản phẩm khai thác mỏ gia tăng Ngoài ra, việc áp dụng phương pháp khai thác gaslift Bạch Hổ làm gia tăng độ tán xạ pha nước, tạo điều kiện hình thành nhũ có độ ổn định cao Nếu khai thác tự phun, hạt nước nhũ có kích thước khoảng từ 20 đến 100 mkm phần lớn vào khoảng 60-100 mkm, khai thác học, bơm điện ngầm hay gaslift, độ hạt nhũ gia tăng đáng kể, hạt nước thường có kích thước từ đến 20 mkm, mà phần lớn nằm khoảng 1-5 mkm Biết rằng, độ bền động học nhũ tương dầu-nước tỉ lệ nghịch với bình phương kích thước hạt Cho nên, chuyển sang khai thác phương pháp học mà cụ thể gaslift, làm cho độ bền nhũ thay đổi lớn Xử lý loại nhũ tương dầu-nước cần phải thực nhiệt độ cao hơn, không 65 0С định lượng hoá phẩm tách nước đòi hỏi cao Ngoài ra, để nâng cao hiệu xử lý, cần phải sử dụng thiết bị tách nước điện trường cao Các ví dụ nhũ tương dầu-nước hình thành trình khai thác tự phun gaslift trình bày hình 11.17 11.18 Để tính toán vận tốc lắng đọng hạt nước sử dụng công thức Stocks: ( ρ в − ρ н ).d g υ= 18µ ⋅ , ổ đây: υ – vận tốc lắng đọng hạt pha phân tán, m/s; d – đường kính hạt, m; (ρn—ρd) – chênh lệch mật độ nước dầu, kg/m3; µ – độ nhớt động học pha liên tục, Pa·s; g – gia tốc trọng trường, m/s2 Hình 11.17 Nhũ tương dầu-nước khai thác phương pháp tự phun Hình 11.18 Nhũ tương dầu - nước khai thác phương pháp gaslift Để so sánh, xem xét ví dụ tính toán vận tốc lắng đọng hạt nước có đường kính d, biết , ρn = 1000 kg/m3; ρd = 820 kg/m3, µ = mPa·s, g= 9.81 m/s2 Công thức Stocks nêu áp dụng cho trường hợp hạt đơn môi trường dầu, hàm lượng nước không vượt % TT, ngược lại vận tốc lắng đọng hạt tính theo công thức sau: υ = υ (1 − ω ) 4.7 , υ0 – vận tốc lắng đọng hạt đơn tính theo công thức Stocks; ω – hàm lượng nước dầu, tính theo thể tích Kết tính toán cho thấy rằng, hạt nước tự có đường kính lớn 500 mkm tách bình tách cấp - ba pha CTP-2, CTP-3, lượng nước lại với kích thước hạt nhỏ 500 mkm tách bình tách sử dụng điện trường cao, tank công nghệ UBN Ở mỏ Bạch Hổ thường tiến hành xử lí vùng cận đáy giếng có sử dụng hoá phẩm số loại axít Một mặt, việc xử lý axít cho phép phục hồi khả khai thác độ tiếp nhận giếng, nhưng, sản phẩm phụ thu trình xử lí vùng cận đáy giếng thường gây khó khăn cho hệ thống xử lí dầu CTP-2, CTP-3 hay UBN Đã ghi nhận hình thành lớp trung gian bình tách ba pha CTP-2 CTP-3, kết chế độ làm việc thiết bị điều khiển mức bị sai lệch, lượng nhũ theo đường nước Kết phân tích cho thấy rằng, mẫu sản phẩm giếng xử lí vùng cận đáy giếng mẫu lớp trung gian bình ba pha hay hầm công nghệ có chứa tạp chất hữu với tỉ lệ lớn nhiều so với bình thường Phần lớn hạt tạp chất học mẫu tạo điều kiện thuận lợi hình thành nhũ tương dầu nước bền vững Nước tách từ mẫu nhũ tương đục lắng cặn, gồm: đất sét, cát, hợp chất sắt muối vô khác Các tạp chất học có dầu tiến hành dập giếng hay gọi dòng, chất hoạt tính bề mặt, thành phần hóa phẩm sử dụng rộng rãi xử lí vùng cận đáy giếng nguyên nhân tạo bền vững nhũ tương nước dầu, nhiều trường hợp có khả hình thành nhũ đa thành phần (nhũ nhiều tầng lớp: nước/dầu/nước/tạp chất học) Chính tích tụ nhũ dạng hình thành nên lớp trung gian bình tách ba pha hầm công nghệ làm gián đoạn trình tách nước, nghĩa là, làm phức tạp hoá trình xử lí dầu mỏ 11.2.1.3 Những vấn đề phức tạp gặp tương lai Cùng với thời gian, hàm lượng nước sản phẩm khai thác mỏ Bạch hổ tăng Khi vận chuyển sản phẩm có hàm lượng nước cao với lưu lượng nhỏ xảy tượng phân lớp ống hệ thống thu gom Sự phân lớp dẫn tới nước tư tích tụ lại đoạn ống thấp gây nên tượng ăn mòn Ngoài ra, sản phẩm trình ăn mòn (oxit sắt) nhũ tạo điều kiện thuận lợi cho việc hình thành nhũ đa thành phần có độ bền cao, dẫn tới kết cục trình bày Để đề phòng việc hình thành nhũ có độ bền cao, giếng khai thác phương pháp gaslift, kiến nghị cần bơm hoá phẩm tách nước xuống đáy giếng Tỉ lệ sản phẩm khai thác phương pháp gaslift mỏ Bạch Hổ với thời gian gia tăng, dẫn tới tỉ lệ nhũ có độ ổn định cao sản phẩm khai thác gia tăng Những loại nhũ cần phải xử lí nhiệt độ cao hơn, không 650С Ngoài ra, để nâng cao hiệu trình xử lí cần phải sử dụng thiết bị tách nước điện trường Việc gia tăng số lần xử lí vùng cận đáy giếng làm cho chất hữu vô tạp chất học xâm nhập vào dầu nhiều hơn, tạo điều kiện thuận lợi hình thành nhũ có độ bền cao Sự gia tăng hàm lượng tạp chất học, paraffin rắn độ hạt dầu nguyên nhân hình thành nhũ đa thành phần Tất điều làm trình xử lí dầu đến chất lượng thương phẩm CTP-2, CTP-3 UBN phức tạp thêm 11.1.5 Phòng chống lắng đọng parafin-keo-nhựa hệ thống khai thác, thu gom vận chuyển sản phẩm Trong hệ thống khai thác, thu gom vận chuyển sản phẩm mỏ Bạch Hổ có ba vùng hình thành lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa: a) Trong NKT giếng gaslift có lưu lượng thấp; b) Trong đường ống không bọc cách nhiệt hệ thống thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí hỗn hợp dầu nước bão hoà khí; c) Trong đường ống có chiều dài lớn, dùng để vận chuyển dầu tách khí tách nước sơ đến UBN Hiện tại, vấn đề lớn lắng đọng parafin ống NKT giếng khai thác Còn thiết bị công nghệ xử lý dầu, lắng đọng parafin-keo-nhựa có phần nhiệt độ dầu CTP MSP cao Phương pháp tẩy rửa lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa ống NKT: Vấn đề lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa ống NKT xuất mỏ Bạch Hổ phần lớn giếng có lưu lượng thấp hàm lượng nước thấp (dưới 15% nước), khai thác bắng phương pháp gaslift, nhiệt độ dầu miệng giếng khoảng 30-36 0С Trong năm 2004, giếng 801 811, MSP-8, tiến hành thử nghiệm làm ống NKT khỏi chất lắng đọng parafin-keo-nhựa với việc sử dụng tổ hợp sinh hoá VDK-CSL Viện dầu khí Việt nam sản xuất Việc tẩy rửa thực phần ống NKT từ miệng giếng đến chiều sâu lắp đặt van cắt sâu, khoảng 120 m Thử nghiệm tiến hành cách bơm hoá phẩm vào bên ống NKT trì khoảng 24 hay 12 giờ, sau thả saplon sau lần bơm rửa hoá phẩm để đo tiết diện hiệu dụng ống NKT Trong giếng tiến hành (đối với giếng 811) hay lần bơm hoá phẩm (đối với giếng 801) Kết lượng lớn lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa tẩy rửa khỏi ống NKT Nhược điểm công nghệ tẩy rửa đoạn ống NKT việc sử dụng hoá phẩm không kinh tế cho Bởi vậy, tiến hành nghiên cứu công nghệ để tẩy rửa lớp lắng đọng NKT – cách bơm hoá phẩm vào đường khí gaslift với định lượng tới 5000 g/t Dự kiến tiến hành thử nghiệm công nghệ với hoá phẩm Viện NCKH TK lựa chọn 11.2 Những vấn đề phức tạp trình thu gom, xử lí vận chuyển sản phẩm khai thác 11.2.1 Những vấn đề phức tạp trình thu gom, xử lí vận chuyển dầu Cũng giống tất mỏ dầu khí khác, hệ thống thu gom, xử lí vận chuyển dầu mỏ Bạch hổ xây dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ thời kỳ định Hệ thống làm việc có hiệu khoảng thời gian tiêu khai thác trùng hợp với tiêu thiết kế, phần thời gian lại không đủ tải tải Các tiêu khai thác mỏ thay đổi theo thời gian, có độ chênh lệch lớn Bởi vậy, có hệ thống thu gom vận chuyển sản phẩm đa phù hợp với tất giai đoạn khai thác mỏ dầu khí, mỏ Bạch hổ ngoại lệ 11.2.1.2 Những phức tạp thực công nghệ vận chuyển không dùng bơm MSP vòm bắc Tính đến nay, phần lớn MSP phía bắc vận hành thời gian dài, từ 15 đến 20 năm Để tiếp tục giữ cho MSP tình trạng kỹ thuật bình thường, cần phải tiến hành sửa chữa lớn Để giảm chi phí vận hành đảm bảo thực số chức công nghệ mới, số MSP hoán cải lại thành MSP (Mini), ứng dụng công nghệ đơn giản để tách khí vận chuyển sản phẩm Để thực điều này, từ tổ hợp thiết bị công nghệ tách khí bơm dầu có giàn sử dụng bình tách NGS thiết bị tách khí sơ Khi việc vận chuyển hỗn hợp dầu-nước bão hoà khí thực áp suất bậc NGS Hỗn hợp dầu-nước bão hoà khí sau NGS, không đưa qua bình BE, mà chuyển thẳng ống đứng để vận chuyển sang MSP kế bên hay MSP trung tâm để tiếp tục tách khí triệt để BE bơm CTP-2, CTP-3 để tách nước Khí sau bậc tách 1, áp suất NGS, theo đường ống hệ thống thu gom khí vận chuyển đến MKS Việc thử nghiệm công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu-nước bão hoà khí không dùng máy bơm từ MSP-7 sang MSP-5 tiến hành từ ngày 06 tháng 05 năm 2003 Trước thời điểm thử nghiệm, thông số làm việc thiết bị công nghệ hệ thống MSP-7 ghi nhận sau: Nhiệt độ dầu bình vào NGS MSP-7 khoảng 44-45 0С, bình BE, nhận trực tiếp dầu từ số giếng gaslift có áp suất đầu giếng nhiệt độ thấp, nên có nhiệt độ thấp hơn, khoảng 40 0С Phân tích thông số làm việc MSP-7 nhận thấy rằng, nhiệt độ dầu ống đứng bơm sang MSP-5 có phần cao so với bình BE, trung bình khoảng 44-46 0С Điều giải thích sau: bơm dầu máy bơm, đặc biệt khi lượng lớn dầu tuần hoàn ngược trở lại bình BE, phần công máy bơm chuyển sang nhiệt làm nóng dầu lên Nhiệt độ dầu sang đến MSP-5 khoảng 36-38 0С Thông số làm việc NGS bình BE MSP-7 đường ống MSP-7->MSP-5 trình bày bảng 11.3 Bảng 11.3 CÁC THÔNG SỐ LÀM VIỆC CỦA NGS, BE TRÊN MSP-7 VÀ ĐƯỜNG ỐNG MSP-7->MSP-5 MSP-7 MSP-5 Ngày Qdầu, Hàm РNGS, TNGS, Тbuf, Pống Tống Pống Tống đứng, 0 at С С đứng, at đứng, С đứng, at С 27/04 590 8,2 9,0 45 40 25 45 38 28/0 574 8,5 9,6 46 40 28 44 38 29/04 591 8,1 9,2 45 40 30 44 38 30/0 583 8,0 9,1 44 40 28 44 37 02/0 577 8,0 9,0 43 40 26 44 38 03/0 579 8,2 10,0 46 40 27 46 39 05/0 583 9,7 44 40 34 46 37 06/0 8,0 9,6 44 40 4.4 44 1,2-3,5 37 07/0 548 8,8 9,6 44 4.8 43 1,6-2,8 32 Trong trình tiến hành thử nghiệm thu thập thông số làm việc giếng khai thác, thiết bị công nghệ MSP-7 đường ống MSP-7->MSP-5 Bình tách BE MSP-7 đường ống đấu nối bơm rửa nước cách ly Đã ghi nhận số kết sau: Sản phẩm giếng trước thử nghiệm đưa bình NGS để tách khí, thông số làm việc chúng không thay đổi Tuy nhiên áp suất miệng giếng khai thác gaslift, sản phẩm trước tách bình BE, nâng lên mức 9,5-9,8 at, vậy, ảnh hưởng đến sản lượng giếng Tuy nhiên, lưu lượng giếng nhỏ, nên tổng lưu lượng khai thác MSP-7 giảm không đáng kể Áp suất tách khí bình NGS MSP-7 trước thử nghiệm không thay đổi, dao động khoảng - 10 at Nhiệt độ dầu bình NGS MSP-7 có giảm, khoảng 43-45 0С Nguyên nhân giếng số 74, 704, 708 715 khai thác gaslift đưa vào NGS để tách khí Kết phân tích mức độ thay đổi nhiệt độ ống đứng thấy rằng, sau chuyển sang vận chuyển không dùng máy bơm, nhiệt độ dầu ống đứng MSP-7 giảm lập tức, khoảng 2-3 0С, 42-43 0С Trên MSP-7, áp suất ống đứng đường ống thu gom khí trước trình thử nghiệm ổn định mức 7,9 - 8,2 at Trên ống đứng MSP-5, nhiệt độ dòng sản phẩm đến từ MSP-7 có nhiệt độ ổn định dao động mức 32 - 33 0С Sau thử nghiệm thành công công nghệ vận chuyển sản phẩm dầu bão hoà khí từ MSP-7 sang MSP-5 không dùng máy bơm, tiếp tục tiến hành thử nghiệm công nghệ để vận chuyển sản phẩm từ MSP-6 đến MSP-4 từ MSP5 đến MSP-3 Trong trình thử nghiệm ghi nhận giảm nhiệt độ dòng sản phẩm sản phẩm đến đến MSP-4 MSP-3 4-6 0С so với dùng máy bơm Sự giảm nhiệt dòng dầu bão hoà khí chuyển sang chế độ vận chuyển không dùng máy bơm giải thích sau: - Khi bơm dầu tách khí, làm việc máy bơm mà nhiệt độ dầu gia tăng thêm khoảng 3-4 0С; - Khi vận chuyển hỗn hợp dầu bão hoà khí, độ nhớt chất lỏng giảm lượng khí hoà tan dầu, làm cho dòng chảy rối dẫn đến trao đổi nhiệt với nước biển bao bọc quanh đường ống cao hơn; - Áp suất trung bình hỗn hợp dầu bão hoà khí đường ống nhỏ áp suất bão hoà khí dầu, xảy trình tách khí đường ống Như vậy, chuyển sang chế độ vận chuyển không sử dụng máy bơm để vận chuyển dầu từ MSP-7, MSP-5, MSP-3 MSP-6 sang giàn trung tâm MSP-4 để tách BE, sau bơm đến CTP-2, CTP-3 để tách nước, nhiệt độ trung bình đường ống giảm khoảng 4-6 0С Điều làm gia tăng tốc độ lắng đọng parafin-keo-nhựa bên thành đường ống làm cho tiết diện ống giảm Nhiệt độ dòng sản phẩm lên đến MSP-4 thấp, khoảng 30 0С, làm giảm tính chất vận chuyển dầu làm phức tạp trình công nghệ MSP-4 gây khó khăn cho việc vận chuyển đến CTP Theo tài liệu nghiên cứu, dầu mỏ Bạch Hổ lượng lớn parafin kết tinh khoảng nhiệt độ từ 36 – 40 0С Theo số liệu đo đạc thực tế, nhiệt độ miệng giếng giếng khai thác phương pháp gaslift mỏ Bạc Hổ không cao nằm khoảng 28 - 40 0С, có nghĩa thấp nhiệt độ bắt đấu kết tinh parafin (59-610С) Như vậy, vận chuyển dầu theo đường ống ngầm không bọc cách nhiệt nguy thành tạo lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa bên ống cao Theo đánh giá, bên đường ống không bọc cách nhiệt tồn lớp lắng đọng khoảng 20 mm Khối lượng thành phần lớp lắng đọng phụ thuộc vào thời gian vận hành đường ống, nhiệt độ thành phần dầu Khi nhiệt độ dầu giảm, thành phần chất lắng đọng, parafin có phân tử lượng thấp gia tăng Kết trình lắng đọng đường kính hiệu dụng đường ống giảm làm gia tăng tổn hao áp suất Tuy nhiên, cần phải ghi nhận rằng, lớp parafin-keo-nhựa lắng đọng bên ống đóng vai trò lớp cách nhiệt, áp dụng công nghệ vận chuyển dầu bão hoà khí không dùng bơm dẫn tới trình tách khí tự bên ống phần làm giảm cường độ thành tạo lớp lắng đọng 11.2.1.3 Những vấn đề phức tạp trình vận chuyển xử lý sản phẩm khai thác phương pháp gaslift Trong trình khai thác, với thời gian, áp suất đáy giếng khai thác giảm dần đạt đến giá trị ngừng phun Các giếng chuyển sang khai thác phương pháp học, Bạch Hổ phương pháp gaslift Sản phẩm ngậm nước giếng khai thác phương pháp gaslift thường tạo nên nhũ tương nghịch nước dầu bền vững Khi hàm lượng nước sản phẩm giếng gaslift tăng làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng, cuối gia tăng tổn hao áp suất vận chuyển, làm cho áp suất trung bình hệ thống thu gom sản phẩm khai thác mỏ gia tăng Ngoài ra, việc áp dụng phương pháp khai thác gaslift Bạch Hổ làm gia tăng độ tán xạ pha nước, tạo điều kiện hình thành nhũ có độ ổn định cao Nếu khai thác tự phun, hạt nước nhũ có kích thước khoảng từ 20 đến 100 mkm phần lớn vào khoảng 60-100 mkm, khai thác học, bơm điện ngầm hay gaslift, độ hạt nhũ gia tăng đáng kể, hạt nước thường có kích thước từ đến 20 mkm, mà phần lớn nằm khoảng 1-5 mkm Biết rằng, độ bền động học nhũ tương dầu-nước tỉ lệ nghịch với bình phương kích thước hạt Cho nên, chuyển sang khai thác phương pháp học mà cụ thể gaslift, làm cho độ bền nhũ thay đổi lớn Xử lý loại nhũ tương dầu-nước cần phải thực nhiệt độ cao hơn, không 65 0С định lượng hoá phẩm tách nước đòi hỏi cao Ngoài ra, để nâng cao hiệu xử lý, cần phải sử dụng thiết bị tách nước điện trường cao Các ví dụ nhũ tương dầu-nước hình thành trình khai thác tự phun gaslift trình bày hình 11.17 11.18 Để tính toán vận tốc lắng đọng hạt nước sử dụng công thức Stocks: ( ρ в − ρ н ).d g υ= 18µ ⋅ , ổ đây: υ – vận tốc lắng đọng hạt pha phân tán, m/s; d – đường kính hạt, m; (ρn—ρd) – chênh lệch mật độ nước dầu, kg/m3; µ – độ nhớt động học pha liên tục, Pa·s; g – gia tốc trọng trường, m/s2 Hình 11.17 Nhũ tương dầu-nước khai thác phương pháp tự phun Hình 11.18 Nhũ tương dầu - nước khai thác phương pháp gaslift Để so sánh, xem xét ví dụ tính toán vận tốc lắng đọng hạt nước có đường kính d, biết , ρn = 1000 kg/m3; ρd = 820 kg/m3, µ = mPa·s, g= 9.81 m/s2 Công thức Stocks nêu áp dụng cho trường hợp hạt đơn môi trường dầu, hàm lượng nước không vượt % TT, ngược lại vận tốc lắng đọng hạt tính theo công thức sau: υ = υ (1 − ω ) 4.7 , υ0 – vận tốc lắng đọng hạt đơn tính theo công thức Stocks; ω – hàm lượng nước dầu, tính theo thể tích Kết tính toán cho thấy rằng, hạt nước tự có đường kính lớn 500 mkm tách bình tách cấp - ba pha CTP-2, CTP-3, lượng nước lại với kích thước hạt nhỏ 500 mkm tách bình tách sử dụng điện trường cao, tank công nghệ UBN Ở mỏ Bạch Hổ thường tiến hành xử lí vùng cận đáy giếng có sử dụng hoá phẩm số loại axít Một mặt, việc xử lý axít cho phép phục hồi khả khai thác độ tiếp nhận giếng, nhưng, sản phẩm phụ thu trình xử lí vùng cận đáy giếng thường gây khó khăn cho hệ thống xử lí dầu CTP-2, CTP-3 hay UBN Đã ghi nhận hình thành lớp trung gian bình tách ba pha CTP-2 CTP-3, kết chế độ làm việc thiết bị điều khiển mức bị sai lệch, lượng nhũ theo đường nước Kết phân tích cho thấy rằng, mẫu sản phẩm giếng xử lí vùng cận đáy giếng mẫu lớp trung gian bình ba pha hay hầm công nghệ có chứa tạp chất hữu với tỉ lệ lớn nhiều so với bình thường Phần lớn hạt tạp chất học mẫu tạo điều kiện thuận lợi hình thành nhũ tương dầu nước bền vững Nước tách từ mẫu nhũ tương đục lắng cặn, gồm: đất sét, cát, hợp chất sắt muối vô khác Các tạp chất học có dầu tiến hành dập giếng hay gọi dòng, chất hoạt tính bề mặt, thành phần hóa phẩm sử dụng rộng rãi xử lí vùng cận đáy giếng nguyên nhân tạo bền vững nhũ tương nước dầu, nhiều trường hợp có khả hình thành nhũ đa thành phần (nhũ nhiều tầng lớp: nước/dầu/nước/tạp chất học) Chính tích tụ nhũ dạng hình thành nên lớp trung gian bình tách ba pha hầm công nghệ làm gián đoạn trình tách nước, nghĩa là, làm phức tạp hoá trình xử lí dầu mỏ 11.2.1.4 Những vấn đề phức tạp gặp tương lai Cùng với thời gian, hàm lượng nước sản phẩm khai thác mỏ Bạch hổ tăng Khi vận chuyển sản phẩm có hàm lượng nước cao với lưu lượng nhỏ xảy tượng phân lớp ống hệ thống thu gom Sự phân lớp dẫn tới nước tư tích tụ lại đoạn ống thấp gây nên tượng ăn mòn Ngoài ra, sản phẩm trình ăn mòn (oxit sắt) nhũ tạo điều kiện thuận lợi cho việc hình thành nhũ đa thành phần có độ bền cao, dẫn tới kết cục trình bày Để đề phòng việc hình thành nhũ có độ bền cao, giếng khai thác phương pháp gaslift, kiến nghị cần bơm hoá phẩm tách nước xuống đáy giếng Tỉ lệ sản phẩm khai thác phương pháp gaslift mỏ Bạch Hổ với thời gian gia tăng, dẫn tới tỉ lệ nhũ có độ ổn định cao sản phẩm khai thác gia tăng Những loại nhũ cần phải xử lí nhiệt độ cao hơn, không 650С Ngoài ra, để nâng cao hiệu trình xử lí cần phải sử dụng thiết bị tách nước điện trường Việc gia tăng số lần xử lí vùng cận đáy giếng làm cho chất hữu vô tạp chất học xâm nhập vào dầu nhiều hơn, tạo điều kiện thuận lợi hình thành nhũ có độ bền cao Sự gia tăng hàm lượng tạp chất học, paraffin rắn độ hạt dầu nguyên nhân hình thành nhũ đa thành phần Tất điều làm trình xử lí dầu đến chất lượng thương phẩm CTP-2, CTP-3 UBN phức tạp thêm 11.2.5 Phòng chống lắng đọng parafin-keo-nhựa hệ thống khai thác, thu gom vận chuyển sản phẩm Trong hệ thống khai thác, thu gom vận chuyển sản phẩm mỏ Bạch Hổ có ba vùng hình thành lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa: a) Trong NKT giếng gaslift có lưu lượng thấp; b) Trong đường ống không bọc cách nhiệt hệ thống thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí hỗn hợp dầu nước bão hoà khí; c) Trong đường ống có chiều dài lớn, dùng để vận chuyển dầu tách khí tách nước sơ đến UBN Hiện tại, vấn đề lớn lắng đọng parafin ống NKT giếng khai thác Còn thiết bị công nghệ xử lý dầu, lắng đọng parafin-keo-nhựa có phần nhiệt độ dầu CTP MSP cao Phương pháp tẩy rửa lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa ống NKT: Vấn đề lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa ống NKT xuất mỏ Bạch Hổ phần lớn giếng có lưu lượng thấp hàm lượng nước thấp (dưới 15% nước), khai thác bắng phương pháp gaslift, nhiệt độ dầu miệng giếng khoảng 30-36 0С Trong năm 2004, giếng 801 811, MSP-8, tiến hành thử nghiệm làm ống NKT khỏi chất lắng đọng parafin-keo-nhựa với việc sử dụng tổ hợp sinh hoá VDK-CSL Viện dầu khí Việt nam sản xuất Việc tẩy rửa thực phần ống NKT từ miệng giếng đến chiều sâu lắp đặt van cắt sâu, khoảng 120 m Thử nghiệm tiến hành cách bơm hoá phẩm vào bên ống NKT trì khoảng 24 hay 12 giờ, sau thả saplon sau lần bơm rửa hoá phẩm để đo tiết diện hiệu dụng ống NKT Trong giếng tiến hành (đối với giếng 811) hay lần bơm hoá phẩm (đối với giếng 801) Kết lượng lớn lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa tẩy rửa khỏi ống NKT Nhược điểm công nghệ tẩy rửa đoạn ống NKT việc sử dụng hoá phẩm không kinh tế cho Bởi vậy, tiến hành nghiên cứu công nghệ để tẩy rửa lớp lắng đọng NKT – cách bơm hoá phẩm vào đường khí gaslift với định lượng tới 5000 g/t Dự kiến tiến hành thử nghiệm công nghệ với hoá phẩm Viện NCKH TK lựa chọn Sự hình thành lắng đọng parafin-keo-nhựa đường ống dẫn dầu: Việc thu gom sản phẩm MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ thực đường ống không bọc cách nhiệt nhiệt độ thấp khoảng (30-40 0С) Kết sau 10-15 năm vận hành, bên đường ống hình thành lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa với chiều dày khoảng 20 mm, đóng vai trò lớp cách nhiệt Thời kỳ đầu, trình hình thành lớp parafin xảy với cường độ cao hơn, tăng trưởng chiều dày lớp lắng đọng giảm, việc vận chuyển dầu bão hoà khí (MSP-6 7) gia tăng hàm lượng nước Vấn đề lắng đọng parafin-keo-nhựa đường ống dẫn dầu từ BK đến CTP, thường xảy dầu có nhiệt độ cao đường ống bọc cách nhiệt Phần lớn đường ống, dùng để vận chuyển dầu xử lý từ CTP đến UBN bọc cách nhiệt, có chiều dài không lớn Ngoại trừ đường ống CTP3-> UBN-3 chiều dài 20 km, bọc cách nhiệt vận hành theo chu kỳ với lưu lượng 8000-10000 t/ngđ Để hạn chế hình thành lắng đọng parafin-keo-nhựa đường ống, hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, định lượng 150g/t sử dụng theo chu kỳ để xử lý dầu Việc sử dụng loại thoi học hay thoi mềm khó khăn cấu trúc phức tạp đường ống manifold đầu vào UBN Trên sở kết phân tích vận hành đường ống nhiều năm, đưa kết luận rằng, lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa hình thành ống không lớn Điều minh chứng, xem xét trực quan đoạn đường ống không bọc cách nhiệt tiếp giáp với PLEM UBN-3, thay vào tháng tư năm 2006 Bên ống có lớp parafin mỏng, chiều dày lớn đo vào khoảng 5-7 mm (xem hình 11.21) Ngoài ra, lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa hình thành bên ống mềm nối từ PLEM lên UBN, tất nhiên bên PLEM Khi thay UBN-Chi Lăng UBN-Chí Linh vào tháng năm 2004, đoạn ống mềm từ PLEM đến UBN-3 thay Sau tháo ra, phát bên ống mềm có lớp parafin chiều dày khoảng 5-8 mm (xem hình 11.22) Hình 11.21 Lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa bên đường ống CTP-3 – UBN-3 Hình 11.22 Lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa ống mềm UBN-3 (dầu từ mỏ Bạch Hổ sang) Phân tích kết sắc ký khí mẫu lắng đọng parafin-keo-nhựa bên đường ống cho thấy rằng, thành phần phần lớn bao gồm phân tử parafin mạch dài С45-С60 có nhiệt độ nóng chảy vào khoảng 85-90 0С (xem hình 11.23) Hình 11.23 Sự phân bố n-parafin dầu mỏ Bạch Hổ lắng đọng parafin-keo-nhựa bên ống CTP-3 -> UBN-3 Trong dầu Bạch Hổ khoảng phân bố n-parafin lớn từ С10-С30 Như vậy, trình vận chuyển dầu theo đường ống CTP-3->UBN-3 xảy lắng đọng phân tử parafin mạch dài có nhiệt độ nóng chảy lớn nhất, lớn nhiệt độ dầu vận chuyển bên ống đường (65-45 0С) Như khẳng định rằng, bên đường ống diện lớp mỏng lắng đọng parafin-keo-nhựa toàn chiều dài đường ống cách nhiệt [...]... NCKH và TK lựa chọn 11.2 Những vấn đề và phức tạp trong quá trình thu gom, xử lí và vận chuyển sản phẩm khai thác 11.2.1 Những vấn đề và phức tạp trong quá trình thu gom, xử lí và vận chuyển dầu Cũng giống như tất cả các mỏ dầu khí khác, hệ thống thu gom, xử lí và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch hổ được xây dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ trong một thời kỳ nhất định Hệ thống sẽ làm việc có hiệu quả trong. .. cách nhiệt của hệ thống thu gom và vận chuyển hỗn hợp dầu khí và hỗn hợp dầu nước bão hoà khí; c) Trong đường ống có chiều dài lớn, dùng để vận chuyển dầu đã tách khí và tách nước sơ bộ đến UBN Hiện tại, vấn đề lớn nhất là lắng đọng parafin trong ống NKT của giếng khai thác Còn trong các thiết bị công nghệ xử lý dầu, lắng đọng parafin-keo-nhựa có phần ít hơn do nhiệt độ của dầu trên các CTP và MSP cao... giảm tính chất vận chuyển của dầu và làm phức tạp quá trình công nghệ trên MSP-4 và gây khó khăn cho việc vận chuyển tiếp theo đến CTP Theo các tài liệu nghiên cứu, đối với dầu mỏ Bạch Hổ một lượng lớn parafin sẽ kết tinh trong khoảng nhiệt độ từ 36 – 40 0С Theo số liệu đo đạc thực tế, nhiệt độ miệng giếng của các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift ở mỏ Bạc Hổ là không cao và nằm trong khoảng... tự do bên trong ống và như vậy cũng sẽ phần nào làm giảm cường độ thành tạo các lớp lắng đọng 11.2.1.3 Những vấn đề và phức tạp trong quá trình vận chuyển và xử lý sản phẩm khai thác bằng phương pháp gaslift Trong quá trình khai thác, cùng với thời gian, áp suất đáy của các giếng khai thác sẽ giảm dần và khi đạt đến một giá trị nào đó nó sẽ ngừng phun Các giếng đó sẽ được chuyển sang khai thác bằng... cách nhiệt của hệ thống thu gom và vận chuyển hỗn hợp dầu khí và hỗn hợp dầu nước bão hoà khí; c) Trong đường ống có chiều dài lớn, dùng để vận chuyển dầu đã tách khí và tách nước sơ bộ đến UBN Hiện tại, vấn đề lớn nhất là lắng đọng parafin trong ống NKT của giếng khai thác Còn trong các thiết bị công nghệ xử lý dầu, lắng đọng parafin-keo-nhựa có phần ít hơn do nhiệt độ của dầu trên các CTP và MSP cao... gian khi chỉ tiêu khai thác trùng hợp với các chỉ tiêu thiết kế, phần thời gian còn lại hoặc là không đủ tải hoặc là quá tải Các chỉ tiêu khai thác mỏ thay đổi theo thời gian, và có độ chênh lệch lớn Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom và vận chuyển sản phẩm đa năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác các mỏ dầu khí, mỏ Bạch hổ cũng không phải là một ngoại lệ 11.2.1.2 Những phức tạp... vững của nhũ tương nước trong dầu, và trong nhiều trường hợp có khả năng hình thành nhũ đa thành phần (nhũ nhiều tầng lớp: nước /dầu/ nước/tạp chất cơ học) Chính sự tích tụ của nhũ dạng này sẽ hình thành nên lớp trung gian trong bình tách ba pha và trong hầm công nghệ và làm gián đoạn quá trình tách nước, nghĩa là, làm phức tạp hoá quá trình xử lí dầu trên mỏ 11.2.1.3 Những vấn đề và phức tạp sẽ gặp trong. .. vững của nhũ tương nước trong dầu, và trong nhiều trường hợp có khả năng hình thành nhũ đa thành phần (nhũ nhiều tầng lớp: nước /dầu/ nước/tạp chất cơ học) Chính sự tích tụ của nhũ dạng này sẽ hình thành nên lớp trung gian trong bình tách ba pha và trong hầm công nghệ và làm gián đoạn quá trình tách nước, nghĩa là, làm phức tạp hoá quá trình xử lí dầu trên mỏ 11.2.1.4 Những vấn đề và phức tạp sẽ gặp trong. .. xử lí dầu đến chất lượng thương phẩm trên CTP-2, CTP-3 và UBN phức tạp thêm 11.2.5 Phòng chống lắng đọng parafin-keo-nhựa trong hệ thống khai thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm Trong hệ thống khai thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm mỏ Bạch Hổ có thể có ba vùng chính hình thành các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa: a) Trong NKT các giếng gaslift có lưu lượng thấp; b) Trong đường ống không bọc cách... xử lí dầu đến chất lượng thương phẩm trên CTP-2, CTP-3 và UBN phức tạp thêm 11.1.5 Phòng chống lắng đọng parafin-keo-nhựa trong hệ thống khai thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm Trong hệ thống khai thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm mỏ Bạch Hổ có thể có ba vùng chính hình thành các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa: a) Trong NKT các giếng gaslift có lưu lượng thấp; b) Trong đường ống không bọc cách