Trong hệ thống thu gom dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng đang vận chuyển hỗn hợp dầu khí và dầu đã tách khí. Do đó cần thiết phải tiến hành nghiên cứu tính chất hóa lý của hỗn hợp dầu ở vỉa và dầu đã tách khí. Mỏ Bạch Hổ. Những tính chất của dầu được khai thác từ các đối tượng khác nhau có sự khác biệt đáng kể. Trong phạm vi của một đối tượng, từ giếng này sang giếng kia, sự thay đổi không phải là quá lớn. Trong bảng số №1 thể hiện một vài tính chất của một số dầu vỉa, ảnh hưởng đến hoạt động của hệ thống thu gom. Một số tính chất của dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ Bảng №1 Thông số Miocen dưới Oligocen dưới Tầng móng 1 2 3 4 Ấp suất bão hòa, Mbar 13,522,1 19,529,4 20,324,7 Hàm lượng khí, m3ton 90,2150,2 151,0290,1 164,6214,2 Nhiệt độ bão hòa paraffin của dầu vỉa, oС 47,357,3 49,756,0 49,056,0 Những tính chất của dầu sau khi được tách chuẩn được trình bày ở bảng №2 Dầu ở tầng Miocen dưới có hàm lượng lưu huỳnh thấp và có tỷ trọng trung bình là 864,9 kgm3, hàm lượng paraffin trong dầu cao 18,1%. Nhiệt độ nóng chảy của paraffin được tách ra từ dầu gần 58 oC. Đây là dầu ít asphalten và hàm lượng nhựa ở mức trung bình. Nhiệt độ đông đăc trung bình là 33,1 oC. Dầu ở tầng Oligocen dưới chứa các hợp chất asphaltennhựa không quá 3,67% và paraffin đến 21,38%, nhiệt độ đông đặc là 32,7 oC. Tỷ trọng trung bình của dầu đối tượng móng là 831 kgm3, hàm lượng paraffin là 23,1 %, các chất asphaltennhựa là 2,68%, nhiệt độ nóng chảy của paraffin là 57,9 oC, nhiệt độ đông đặc là 33,1 oC. Dầu tầng móng là dầu nhẹ, ít lưu huỳnh, nhiều paraffin với hàm lượng các chất asphaltennhựa thấp. Tất cả các loại dầu được khai thác ở mỏ Bạch Hổ, dầu nhiều paraffin, có hàm lượng paraffin thay đổi trong phạm vi rộng: thấp nhất là 14,1% ở dầu Miocen dưới và cao nhất là 27% trong dầu móng. Đặc tính trung bình của các thành phần phân tử của tổng thể các paraffin rắn có trong dầu là nhiệt độ nóng chảy. Đối với dầu móng thì nó thay đổi từ 55 oC đến 61 oC. Nhiệt độ bão hòa paraffin của dầu ở áp suất vỉa thay đổi từ 49 oC đến 56 oC, ở áp suất khí quyển thì nằm trong khoảng 5561 oC, nhiệt độ đông đặc của dầu là 2935 oC. Những tính chất hóa lý của dầu trong những điều kiện chuẩn Bảng №2 Thông số Tầng móng Miocen dưới Oligocen dưới Khoảng Trung bình Khoảng Trung bình Khoảng Trung bình Tỷ trọng, kgm3 823836 831 858,2877,0 864,9 823839 830,5 Khối lượng phân tử 250264 255,8 262,0304,0 255,8 245264 253,7 Độ nhớt сSt ở: 50 oС 3,15,2 4,2 6,914,8 4,2 3,54,6 4,1 70 oС 2,33,2 2,6 4,17,9 2,6 2,42,9 2,6 Nhiệt độ, oС : Dầu đông đặc 29,035,0 33,1 29,034,0 33,1 29,034,5 32,7 Nóng chảy paraffin 55,061,0 57,9 58,058,7 57,9 56,063,0 58,3 Bão hòa paraffin 55,061,0 57,8 57,058,0 57,8 56,059,0 57,4 Bắt đầu sôi 47,0104,0 70,6 62,082,0 68,2 55,0130 76,7 Hàm lượng, % kl: Lưu huỳnh 0,0160,06 0,03 0,080,14 0,10 0,020,09 0,039 Nhựa và asphalten 1,744,74 2,68 7,815,8 12,6 1,757,5 3,67 Paraffin 18,127,0 23,1 14,120,5 18,1 16,726,8 21,38
Những tính chất hóa lý sản phẩm từ giếng mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Trong hệ thống thu gom dầu mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng vận chuyển hỗn hợp dầu khí dầu tách khí Do cần thiết phải tiến hành nghiên cứu tính chất hóa lý hỗn hợp dầu vỉa dầu tách khí Mỏ Bạch Hổ Những tính chất dầu khai thác từ đối tượng khác có khác biệt đáng kể Trong phạm vi đối tượng, từ giếng sang giếng kia, thay đổi lớn Trong bảng số №1 thể vài tính chất số dầu vỉa, ảnh hưởng đến hoạt động hệ thống thu gom Một số tính chất dầu vỉa mỏ Bạch Hổ Thông số Ấp suất bão hòa, Mbar Hàm lượng khí, m3/ton Nhiệt độ bão hòa paraffin dầu vỉa, oС Miocen 13,5-22,1 90,2-150,2 47,3-57,3 Bảng №1 Oligocen Tầng móng 19,5-29,4 20,3-24,7 151,0-290,1 164,6-214,2 49,7-56,0 49,0-56,0 Những tính chất dầu sau tách chuẩn trình bày bảng №2 Dầu tầng Miocen có hàm lượng lưu huỳnh thấp có tỷ trọng trung bình 864,9 kg/m3, hàm lượng paraffin dầu cao 18,1% Nhiệt độ nóng chảy paraffin tách từ dầu gần 58 oC Đây dầu asphalten hàm lượng nhựa mức trung bình Nhiệt độ đông đăc trung bình 33,1 oC Dầu tầng Oligocen chứa hợp chất asphalten-nhựa không 3,67% paraffin đến 21,38%, nhiệt độ đông đặc 32,7 oC Tỷ trọng trung bình dầu đối tượng móng 831 kg/m3, hàm lượng paraffin 23,1 %, chất asphalten-nhựa 2,68%, nhiệt độ nóng chảy paraffin 57,9 oC, nhiệt độ đông đặc 33,1 oC Dầu tầng móng dầu nhẹ, lưu huỳnh, nhiều paraffin với hàm lượng chất asphalten-nhựa thấp Tất loại dầu khai thác mỏ Bạch Hổ, dầu nhiều paraffin, có hàm lượng paraffin thay đổi phạm vi rộng: thấp 14,1% dầu Miocen cao 27% dầu móng Đặc tính trung bình thành phần phân tử tổng thể paraffin rắn có dầu nhiệt độ nóng chảy Đối với dầu móng thay đổi từ 55 oC đến 61 oC Nhiệt độ bão hòa paraffin dầu áp suất vỉa thay đổi từ 49 oC đến 56 oC, áp suất khí nằm khoảng 55-61 oC, nhiệt độ đông đặc dầu 29-35 oC Những tính chất hóa lý dầu điều kiện chuẩn Bảng №2 Thông số Tầng móng Khoảng Trung bình Miocen Oligocen Khoảng Trung Khoảng Trung bình bình Tỷ trọng, kg/m3 823-836 Khối lượng phân tử Độ nhớt сSt ở: 50 oС 70 oС Nhiệt độ, oС : Dầu đông đặc 250-264 255,8 3,1-5,2 2,3-3,2 831 858,2877,0 262,0304,0 864,9 823-839 830,5 255,8 245-264 253,7 4,2 2,6 6,9-14,8 4,1-7,9 4,2 2,6 3,5-4,6 2,4-2,9 4,1 2,6 29,0-35,0 33,1 29,0-34,0 33,1 32,7 Nóng chảy 55,0-61,0 57,9 paraffin Bão hòa paraffin 55,0-61,0 57,8 58,0-58,7 57,9 57,0-58,0 57,8 Bắt đầu sôi 70,6 62,0-82,0 68,2 29,034,5 56,063,0 56,059,0 55,0-130 0,0160,03 0,06 1,74-4,74 2,68 0,08-0,14 0,10 7,8-15,8 12,6 18,1-27,0 23,1 14,1-20,5 18,1 47,0104,0 Hàm lượng, % kl: Lưu huỳnh Nhựa asphalten Paraffin 58,3 57,4 76,7 0,020,039 0,09 1,75-7,5 3,67 16,726,8 21,38 Mỏ Rồng Trên giàn cố định RP-1 tiến hành khai dầu từ vỉa tầng Miocen Dầu sau tách khí bơm UBN Do bảng №3 trình bày tính chất hóa lý dầu tách khí Xét theo khía cạnh thành phần paraffin chúng dầu nhiều paraffin, xét theo khía cạnh tỷ trọng chúng dầu có tỷ trọng trung bình nặng Những tính hóa lý dầu RP-1 mỏ Rồng Bảng №3 Tên gọi Tỷ trọng, kg/m3 Độ nhớt сSt ở: 50 oС 70 oС Hàm lượng:% - Paraffin - asphalten + nhựa 101 872 104 868 106 862 Giếng 105 914 13.5 7.6 15.6 8.7 13.3 7.5 61.6 25.9 67.5 30.4 70.4 30.1 73.8 34.5 13.5 9.4 12.0 9.1 15.1 12.2 13.2 19.0 14.0 19.7 15.5 15.2 14.5 19.7 112 911 115 908 116 912 - cốc 4.1 - lưu huỳnh 0.1 Nhiệt độ: oС - đông đặc 28.5 -nóng chảy paraffin 57.0 -bắt đầu sôi 59.6 Thành phần phân đoạn, % V Т đến 100 oС 1.5 Т đến 150 oС 7.8 Т đến 200 oС 14.5 Т đến 250 oС 21.3 Т đến 300 oС 30.4 Т đến 350 oС 42.6 3.2 0.06 3.9 0.11 6.6 0.13 6.2 0.14 6.2 0.10 6.4 0.14 26.0 54.0 85.0 25.0 56.5 62.0 28.0 57.0 90.0 22.5 56.0 84.0 23.5 55.0 105.0 23.5 57.0 78.0 0.3 6.0 13.5 21.5 31.0 46.5 3.0 9.5 16.0 23.0 32.5 48.0 0.5 2.5 6.5 12.0 19.5 36.0 0.2 2.0 5.5 10.0 18.0 35.5 0.5 4.5 9.5 17.0 34.0 1.8 2.5 5.5 9.5 17.5 27.0 Trên giàn nhẹ RC-2 khai thác vỉa dầu móng Đối với loại dầu có tính đặc trưng hàm lượng khí thấp (ở điều kiện tách khí tiêu chuẩn 44 m3/m3) áp suất bão hòa không cao (6,8 – 7,2 Mbar) Năng lượng vỉa thấp so sánh với lượng vỉa tầng móng mỏ Bạch Hổ Những tính chất hóa lý dầu tách khí RC-2 mỏ Rồng trình bày bảng №4 Những tính chất hóa lý dầu RC-2 mỏ Rồng Bảng №4 Thông số Tỷ trọng, kg/m3 (20 oС) Độ nhớt, cSt, ở: 50 oС 70 oС Nhiệt độ,oС: Dầu đông đặc Nóng chảy paraffin Bắt đầu sôi Hàm lượng, %: Lưu huỳnh Nhựa-asphalten Asphalten Nhựa RC-2 Giếng 14 Khoảng Trung bình 854.0-858.8 855.0 Giếng 21 Khoảng Trung bình 847.0851.7 850 7.5-9.2 4.9-5.5 8.3 5.1 5.45-6.78 3.28-4.59 6.0 3.9 30.5-33.0 53.0-59.0 70.0-83.4 32.0 57.0 76.0 30.5-33.0 56.0-57.7 67.7-70.0 31.5 56.5 68.0 0.059-0.076 0.065 0.062 7.25-8.78 2.5-5.52 3.21-5.65 7.75 3.20 4.85 0.0520.087 8.06-8.27 2.57-3.45 4.82-5.49 8.17 3.0 5.2 Paraffin 18.7-21.0 20.0 19.2719.3 19.3 Dầu mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng dầu nhiều paraffin theo đặc tính vận chuyển chúng dầu có nhiệt độ đông đặc cao Về vấn đề này, đặc biệt cần phải nghiên cứu tính chất lưu biến dầu khoảng thay đổi nhiệt độ vận tốc trượt, đặc trưng điều kiện làm việc đường ống Nguồn dầu tách khí mẫu dầu sâu sau tách khí Giá trị thông số dầu tách khí trình bày bảng № Dầu mỏ Bạch Hổ thuộc: - Theo khối lượng giêng (từ 823,2 đến 879,2 kg/m3) thuộc nhóm từ nhẹ đến nặng; - Theo hàm lượng lưu huỳnh (từ 0,016 đến 0,14 %) thuộc loại lưu huỳnh; - Theo hàm lượng nhựa – asphantel (từ 1,67 đến 15,78 %) từ nhựa đến có nhựa; Bảng № - Theo hàm lượng parafin (từ 14,1 đến 27,0 %) thuộc loại nhiều parafin; - Theo chưng cất phân đoạn từ trung bình đến nhiều phân đoạn nhẹ Theo phân loại công nghệ (GOST 912-66) dầu có tiêu I Т1-Т2 М3-М4 И2 П3 Do có hàm lượng parfin cao nên nhiệt độ đông đặc cao thay độ khoảng 29 - 38,50С Về tổng thể theo chiều sâu tỷ trọng dầu, hàm lượng lưu huỳnh nhụaasphantel giảm dần Hàm lượng parafin thành phần phân đoạn tương đối ổn định tất tầng sản phẩm Tính chất dầu khai thác đối tượng khác nhiều, phạm vi đối tượng từ giếng đến giếng khác không thay đỏi nhiều Lượng dầu khai thác nhiều tập trung tầng móng Dầu tầng móng có hệ số khí lớn (trung bình 182,8 m3/t), lưu lượng giếng nhiệt độ dầu cao yếu tố tốt cho việc sử dụng hệ thống thu gom, vận chuyển dầu đường ống Đặc trưng trung bình thành phần phân tử tổng parafin rắn nhiệt độ nónh chảy parafin Đối với dầu tầng móng thay đổi khoảng 550C - 610C Nhiệt độ bảo hoà parafin dầu điều kiện vỉa thay đổi khoảng 490C 560С, điều kiện áp suất khí – nằm khoảng 55-610С, nhiệt độ đông đặc dầu 29-350С Đối nhiệt độ thấp nước biển, nơi có đường ống dẫnj dầu qua mức 21,80С, nhỏ nhiều so với nhiệt độ đông đặc dầu khai thác coi dầu có nhiệt độ đông đặc cao 1.1 Những tính chất lưu biến dầu Ở nhiệt độ cao, dầu nhiều paraffin thể chất lỏng Newton Khi hạ nhiệt độ đến nhiệt độ bão hòa paraffin, dầu trở thành hệ đa phân tán nhiệt độ xác định chúng biểu tính phi Newton Khái niệm hệ dầu phi Newton áp dụng để ghi nhận tính chất đặc biệt cấu trúc dầu nhiều paraffin Khi hạ nhiệt độ, cấu trúc không gian paraffin hình thành dầu, vài nhiệt độ gọi nhiệt độ đông đặc, trạng thái tĩnh dầu tính lưu động Khi tiến hành tính toán nhiệt thủy lực cho vận chuyển dầu ổn định cần phải biết thông số lưu biến ổn định Quá trình xác định thông số thực theo qui định với tài liệu hướng dẫn LD “” thiết bị “Rotovisco” RV-20 hang HAAKE (Đức), với chương trình phần mềm Software Rotation Version 3.0 Cấu tạo thiết bị bao gồm: rotor đo độ nhớt với chương trình điều khiển thay đổi vận tốc trược chế độ thay đổi nhiệt độ Kết thu rằng, độ nhớt dầu phụ thuộc nhiệt độ phạm vi thể tính Newton biễu diễn hàm số dạng: µ ( t ) = µo ⋅ e− u⋅t , Trong μ – độ nhớt động học, Pa⋅s; μo – hệ số, Pa⋅s; u – hệ số, oС-1; t – nhiệt độ, oС Nhiệt độ cực trị tct xác định thấp nhiệt độ mà dầu biểu tính phi Newton Đường cong chảy dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ phạm vi thể tính phi Newton (t < tct) dòng chảy ổn định trình bày theo mô hình chất lỏng độ nhớt dẻo Shvedova-Bingham τ = τd + µ p ⋅ γ Trong τ - ứng suất lực, Па; τd - ứng suất động, Па; μ р - độ nhớt dẻo, Pa⋅s; γ - ứng suất trược, s-1 Độ nhớt dẻo phụ thuộc nhiệt độ chế độ dòng chảy ổn định miêu tả hàm lũy thừa dạng µp ( t ) = µo ⋅ e − uµ ⋅t , Trong μo – hệ số, Pa.s; uμ – hệ số gốc hàm lnμp theo nhiệt độ , oС-1 Đối với ứng suất trược động chế độ dòng chảy ổn định có giá trị phụ thuộc tương tự: τd ( t ) = τo ⋅ e − u τ ⋅ t , Trong τo – hệ số, Pa.s; uτ – hệ số gốc hàm lnτd theo nhiệt độ , oС-1 Sự thay đổi hệ số gốc đường thẳng xảy nhiệt độ khác nhau, thay đổi hệ số uμ uτ Trong phạm vi thể tính phi Newton, dầu nhiều paraffin có tính xúc biến, đặc trưng hệ keo, chúng tìm cách xếp toàn cấu trúc theo thời gian Độ bền vững cấu trúc tăng lên đạt đến giới hạn cân Trong trình cố cấu trúc, ứng suất trược tĩnh tăng lên nhiều lần Do trạng thái đứng yên, đường ống chứa dầu bị đông đặc lại Thời gian, cần thiết để đạt đến giới hạn, hình thành vững phục thuộc vào tính chất hóa lý dầu điều kiện bên Sự thay đổi độ bền vững cấu trúc paraffin dầu theo thời gian nghiên cứu thực nghiệm theo thời gian thực Kết tốt thu đường ống thực, hầu hết trường hợp Các nghiên cứu thí bị thí nghiệm “Pipeline Restart Simulator Oilfield Production Analysts”, trình điều khiển hoạt động ghi nhận kết thực máy vi tính với chương trình phần mềm 5th Windmill Computer software Giá trị ổn định ứng suất trược tĩnh τs theo phục thuộc nhiệt độ ứng suất trược động biễu diễn hàm mũ τs ( t ) = τos ⋅ e − u s ⋅ t , Trong τs – giá trị ổn định ứng suất trược tĩnh, Pa; τos – hệ số, Pa; us – hệ số gốc hàm lnτs theo nhiệt độ, oС-1 Từ kết thí nghiệm xử lý toán học thu mô hình lưu biến dầu, độ nhớt dẻo theo nhiệt độ, ứng suất động giá trị ổn định ứng suất trược tĩnh Công thức thuận lợi cho việc tính toán nhiệt thủy lực máy tính nhân Dầu móng mỏ Bạch Hổ, tct= 37 0С; Độ nhớt: 37 0С < t t ≤ 37 0С µ p ( t ) = 0,0121 ⋅ e −0,017⋅t 27 0С < t ≤ 37 0C τ d ( t ) = 6,27 ⋅ 10 ⋅ e Ứng suất trượt động: −0, 75⋅t µ p ( t ) = 1114 ⋅ e −0,32⋅t 21 0С < t ≤ 27 0C τ d ( t ) = 645,5 ⋅ e −0,16⋅t Ứng suất trượt tĩnh: o o 30 С < t ≤ 36 C o o 21 С < t ≤ 30 C τ s ( t ) = 0,08 ⋅ e 0,83( 36− t ) τ s ( t ) = 11,8 ⋅ e 0,47 ( 30− t ) Dầu Miocen mỏ Bạch Hổ, tct = 36 0С; Độ nhớt : 36 0С < t 21 0С < t ≤ 36 0С µ p ( t ) = 0,06 ⋅ e −0,045⋅t 30 0C < t ≤ 36 0C τ d ( t ) = 1,69 ⋅ 10 ⋅ e µ p ( t ) = 0,06 ⋅ e −0, 045⋅t Ứng suất trượt động: −0 ,507⋅t 29 0С < t ≤ 33,5 0C τ s ( t ) = 0,06 ⋅ e Ứng suất trượt tĩnh: 1, 07 ( 33.5− t ) 21 0C < t ≤ 30 0C τ d ( t ) = 68,0 ⋅ e −0,17⋅t 21 0С < t ≤ 29 0C τ s ( t ) = 7,4 ⋅ e 0,54 ( 29− t ) Trong khoảng nhiệt độ thất, độ nhợt dẻo μp đạt đến vài đơn vị Pa.s, độ nhớt độ học τd đạt đến vài chục đơn vị Pa, giá trị giới hạn ứng suất lực ban đầu τo lên đến hàm trăm Pa Những tính chất lưu biến dầu mỏ Rồng Kết nghiên cứu tính chất lưu biến dầu RP-1 trình bày bảng №5 Những tính chất lưu biến dầu RP-1 Bảng №5 Т,oС 22 24 26 28 30 32 34 36 40 101 3,86 2,50 1,62 0,692 0,29 0,126 0,053 0,033 0,026 22 24 26 28 30 14,60 8,71 5,20 1,16 0,259 Độ nhớt dẻo dầu µdẻo, Pa*s Tên giếng 104 105 106 112 115 2,21 6,84 2,80 4,50 3,80 1,56 3,60 1,66 1,87 1,98 1,11 1,90 0,99 0,81 1,03 0,78 1,00 0,28 0,47 0,53 0,55 0,53 0,077 0,31 0,28 0,39 0,28 0,021 0,23 0,15 0,18 0,24 0,020 0,20 0,13 0,076 0,21 0,019 0,16 0,12 0,064 0,16 0,017 0,116 0,095 Ứng suất trượt động τd, Pа 3,47 8,08 11,82 2,61 5,02 2,04 2,75 6,89 0,47 1,31 1,19 0,93 1,48 0,058 0,53 0,70 0,31 0,32 0,012 0,34 0,41 0,11 0,019 0,089 116 4,93 2,81 1,60 0,91 0,52 0,38 0,34 0,30 0,024 1,22 0,61 0,30 0,05 22 25 28 32 62 24 6,7 0,5 Ứng suất lực ban đầu sau 15 phút τo, Pа 96,6 38,7 33,5 17,0 30,3 45 32,7 17,0 7,1 4,8 27,4 0,9 3,4 0,7 0,8 7,7 0,5 0 28,5 7,5 0,9 Khi nhiệt độ tăng, độ nhớt dầu tăng nhiệt độ thấp nước biển 22 oC độ nhớt dẻo dầu µdẻo đạt gần 4,93 Pa*s, ứng suất lực động τđ 14,6 Ps Những giá trị lưu biến nguyên nhân gây tổn hao thủy lực lớn bơm dầu Dầu có tính xúc biến Sau 15 phút trạng thái đứng yên nhiệt độ 22 oC, độ bền vững cấu trúc đạt gần 96,6 Pa Điều gây nguy hiểm cao “đống băng” cho đường ống dừng bơm Sự xuất nước sản phẩm từ giếng dẫn đến suy giảm mạnh tính chất lưu biến dầu Với gia tăng hàm lượng nước làm tăng nhiệt độ thể tính phi Newton, tăng độ nhớt dẻo ứng suất trược ban đầu Dầu khai thác RC-2 có tính đồng cao tính chất hóa lý Chúng dầu có tỷ trọng trung bình nhiều paraffin (~20%), chức lượng lớn chất asphalten-nhựa Dầu RC-2 có tính cấu trúc cứng dầu RP-1 Ở nhiệt 22 oC, giá trị độ nhớt dẻo đạt gần 4,3 Pa*s, ứng suất động 27 Pa Độ bền cấu trúc hình thành dầu sau 15 phút đạt gần 102 Pa Mô hình lưu biến dầu móng (RC-2) mỏ Rồng 43 0С < T µ p ( t ) = 0,031 ⋅ e −0,026t Độ nhớt , Тct =36 0С 36 0C < T < 43 0C 27 0С < T < 36 0C µ p ( t ) = 2,32 ⋅ 10 e −0,34t µ p ( t ) = 2,32 ⋅ 10 ⋅ e −0,34t 21 0C < T < 27 0C µ p ( t ) = 26,8 ⋅ e −0,09t Ứng suất trượt động: 25 0С< T < 36 0C 21 0C < T < 25 0C τ d ( t ) = 1,2 ⋅ 10 ⋅ e −0,42⋅t τ d ( t ) = 5,17 ⋅ 10 ⋅ e −0, 21⋅t Ứng suất trượt tĩnh: 30 0С < T < 36 0C 21 0C < T < 30 0C τ s ( t ) = 0.05 ⋅ e −0,83(36−t ) τ s ( t ) = 7.8 ⋅ e −0,52(30−t ) Ảnh hưởng khí bão hoàn lên tính chất lưu biến dầu nhiều paraffin Những tính chất lưu biến thông thường xác định mẫu dầu tách khí, dầu với mức độ bão hòa khí khác vận chuyển đường ống hệ thống thu gom hỗn hợp dầu khí Những nghiên cứu thực nghiệm ảnh hưởng khí bão hòa lên độ nhớt động học dầu phạm vi thể tính phi Newton thực thiết bị đo độ nhớt kín sử dụng cầu rơi hãng “ROP” khoảng nhiệt độ từ 40 đến 80 oC áp suất đến MPa Dầu bão hòa khí đánh giá theo khác số lượng khí tách trình tách khí áp suất khí nhiệt độ làm việc thông số làm việc g( P, t ) = g в ( P0 , t ) − g в ( P, t ) , Trong Р – áp suất, Pa; Po – áp suất khí quyển, Pа; t – nhiệt độ, oС; g(Р, t) – số lượng khí hòa tan dầu, m3/m3; gв(Рo,t) – số lượng khí tách từ dầu nhiệt độ t áp suất khí Po, m3/m3; gв(Р, t) – số lượng khí tách từ dầu nhiệt độ T áp suất P, m3/m3; Sự phụ thuộc biết độ nhớt khí bão hòa nhiệt độ sử dụng để miêu tả thí nghiệm, trình dạng sau: − α( P, t ) g µ ( t, g ) = µ ( t ) ⋅ e , Trong µ(t, g) – độ nhớt dầu bão hòa khí, Pa⋅s; µ(t) – độ nhớt dầu sau tách khí chuẩn, Pa⋅s; α(p, t) – hệ số thực nghiệm; g – số lượng khí hòa tan dầu, m3/ton Những kết thu rằng, độ nhớt dự kiến miêu tả thay đổi độ nhớt vào áp suất, nhiệt độ khí bão hòa có sai số khoảng 10% Đã tiến hành nghiên cứu ảnh hưởng khí bão hòa lên thông số lưu biến dầu nhiều paraffin, đặc trưng tính phi Newton, áp suất lên đến MPa Ở áp suất không đổi khoảng nhiệt độ xác định, dầu bão hòa khí thay đổi với thay đổi nhiệt độ Vì vậy, với sai số cho phép áp dụng cho thực tế (không 3%), sử dụng áp suất bão hòa trung bình cho toàn khoảng nhiệt độ Do để miêu tả phụ thuộc độ nhớt dẻo vào nhiệt độ khí bão hòa, công thức sau sử dụng µ p ( t, g ) = µ p ( t ) ⋅ e −α g Trong α – hệ số thực nghiệm; g – số lượng khí hòa tan dầu, m3/ton Hoặc để tính toán phụ thuộc độ nhớt dẻo vào nhiệt độ −α g − αg − u µ t µ p ( t, g ) = µ p ( t ) ⋅ e = µ oe Để tính toán độ nhớt dẻo dầu móng bão hòa khí mở Bạch Hổ: µ p ( t , g ) = µ p ( t ) ⋅ e −0,06 g Tương tự ứng suất lực động τd ( t, g ) = τd ( t ) ⋅ e − θg = τ oe − θg − u τ t , Trong θ – hệ số thực nghiệm Mối liên hệ để tính toán ứng suất lực động dầu móng bão hòa khí mỏ Bạch Hổ τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e −0,09 g Để tính toán độ nhớt dẻo dầu móng bão hòa khí (RC-2) mỏ rồng: µ p ( t , g ) = µ p ( t ) ⋅ e −0,08 g Mối liên hệ để tính toán ứng suất lực động dầu móng bão hòa khí (RC2) mỏ Rồng: τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e −0,11g Độ bão hòa dầu khí có tác động tích cực lên tính chất lưu biến dầu nhiều paraffin Với gia tăng hàm lượng khí dầu, độ nhớt dẻo ứng suất lực động giảm Đặc biệt thay đổi đáng kể xảy thành phần ban đầu dầu khí bão hòa khoảng nhiệt độ thấp Với gia tăng bão hòa khí, nhiệt độ tới hạn tk chuyển sang tính phi Newton thay đổi khoảng nhiệt độ thấp so sánh với nhiệt độ tới hạn dầu tách khí Các mô hình lưu biến dầu bão hòa khí nhiều paraffin toàn dãy nhiệt độ áp suất sử dụng để tính toán vận chuyển hỗn hợp dầu khí đường ống Những khó khăn Trong đường ống nước không bọc nhiệt, vận chuyển dầu nhiều paraffin, xuất loại khó khăn chính: - Sự suy giảm đặc tính lưu biến dầu bơm hình thành cấu trúc paraffin, dẫn đến gia tăng áp suất bơm dầu “đống băng” đường ống dầu dừng bơm; - Giảm tiết diện dòng chảy đường ống tính tụ lắng động keonhựa-paraffin bên bề mặt đường ống hình thành khu vực ứ đọng dầu đông dặc Các thông số đường ống bao gồm hiệu suất, đường kính, khả vận chuyển áp suất làm việc Hiệu suất áp dụng để tính toán thể tích bơm theo hướng xác định Khả vận chuyển đường ống (dùng để bơm dầu nhiều paraffin) phụ thuộc vào thông số đường ống ( đường kính độ dài), cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều kiện đặt ống (ở nước, chôn sâu), tính chất chất lỏng bơm (độ nhớt, tính chất lưu biến), thông số thiết bị bơm Trong trình vận hành thực tế, vài thông sỗ trì không đổi, số khác thay đổi, ảnh hưởng đến khả vận chuyển Cần thiết phải đảm bảo trì thông số đường ống trạng thái làm việc Để chuẩn đoán hoạt động đường ống, cần phải kiểm soát trình nhiệt thủy động bơm dầu có nhiệt độ đông đặc cao Việc kiểm soát thực thường xuyên hay theo chu kỳ Việc kiểm soát thường xuyên có liên quan đến thay đổi áp suất đường ống nhiệt độ bơm dầu Nếu giá trị thu điểm khác toàn tuyến ống chúng có giá trị thông tin Khi bơm dầu có nhiệt đông đặc cao đường ống không bọc cách nhiệt cần phải định kỳ kiểm tra tính chất lưu biến dầu bơm với mục đích xác định hiệu xử lý dầu hóa phẩm chống đông Phương pháp kiểm tra đơn giản xác định nhiệt độ đông đặc dầu vận chuyển đường ống Quá trình xác định nhiệt độ đông đặc thực theo chuẫn biết Nhiệt độ đông đặc thể mức độ đặc trung cho tính lưu biến dầu, ưu điển phương pháp thực thường xuyên, nhiệt độ đông đặc xác định lần sử dụng thí bị đo bán tự động Thông tin khách quan kết nghiên cứu lưu biến (sự xác định độ nhớt hiệu dụng độ nhớt dẻo, ứng suất lực động khoảng nhiệt độ làm việc đường ống) Để thực điều cần thiết phải tổ chức định kỳ lấy phân tích mẫu dầu Những khảo sát không thực thường xuyên cần thiết có thay đổi thành phần sản phẩm bơm Trong điều kiên lớp cách nhiệt nhiệt độ nước đáy biển tác nhân quan trọng ảnh hưởng đến thông số bơm dầu Khi nhiệt độ thay đổi dần, để điều chỉnh chế độ bơm cần phải định kỳ tiến hành kiểm tra nhiệt độ nước cách sử dụng nhiệt kế đáy Do đó, để kiểm soát trình nhiệt thủy lực đường ống ngầm, vận chuyển dầu có nhiệt độ đông đặc cao, cần phải kiểm soát: - Nhiệt độ nước xung quanh đường ống; - Nhiệt độ đông đặc dầu; - Tính chất lưu biếng môi trường bơm Để kiểm soát hình thành lắng động paraffin đường ống làm việc công trình sử dụng thiết bị chuyên dùng đo tích tụ ASPO Chúng cho phép đo định kỳ độ dày lắng đọng lấy mẫy lắng động để phân tích xác định thành phần Trong trường hợp, cần thiết, mô hình thí nghiệm xác định hình thành ASPO thiết bị chuyên dụng theo phương pháp ngón tay lạnh khuyến khích sử dụng Mỗi phương pháp kiểm tra có hạn chế phạm vi áp dụng, cần phải xem xét lựa chọn cho phù hợp với điều kiện làm việc mỏ biển № 1 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 9.1 9.2 10 Các tính chất hóa lý dầu giếng №14 №21 RC-2 mỏ Rồng Bảng №6 Các thông số Giá trị số Giếng №14 Giếng №21 Khoảng mở vỉa, m 2358- 2358277924102406-2545 2580 2805 2876 3081 Nhiệt độ dầu đáy, oC 84 84 Áp suất miệng, MPa 5.0 3.5 Nhiệt độ dầu miệng, 55 45 oС Áp suất bão hòa khí vĩa 6.9 6.8-7.2 dầu, MPa Hàm lượng khí tách 43.7 44.0 chuẩn, m3/m3 Tỷ trọng dầu tách khí, 856.3 856.6 856.5 850.5 847.0 kg/m3 Thành phần - nước, %, thể 0.4 0.8 1.1 1.2 1.1 tích - muối, mg/l 23.9 19.1 71.8 131.6 125.3 - tạp chất học, % kl 0.03 0.04 0.06 0.05 0.2 - lưu huỳnh, % kl 0.064 0.063 0.076 0.052 0.087 - paraffin, % kl 18.8 20.5 20.9 19.3 19.27 - asphalten, % kl 3.1 2.47 4.13 3.45 2.57 - nhựa, % kl 4.58 5.33 5.27 4.82 5.49 Độ nhớt (cSt), - 50 oС 8.7 7.8 8.3 6.78 5.45 - 70 oС 5.3 5.1 5.2 4.59 3.28 Độ tro,% kl 0.037 0.04 0.081 11 12 12.1 12.2 12.3 13 Cốc, % kl 2.61 2.74 3.21 2.67 2.57 Nhiệt độ, oС - đông đặc 23 (*) 32 33 30.5 33.0 - nóng chảy paraffin 56.3 58.8 53.0 57.7 56.0 - bắt đầu sôi 72.5 77.8 83.4 67.7 72.0 Thành phần chưng cất, % thể tích 13.1 đến 100 oС 1.5 1.3 0.9 2.0 2.2 13.2 đến 150 oС 8.5 8.0 5.8 9.0 11.5 13.3 đến 200 oС 17.0 16.2 12.6 17.5 17.0 13.4 đến 250 oС 25.0 23.9 17.9 25 24.0 13.5 đến 300 oС 35.0 33.4 26.5 35 33.0 13.6 đến 350 oС 50.3 48.3 42 48.5 47.9 Ghi chú: (*) – Theo liệu phòng khai thác dầu khí Viện NCKT&TK dầu khí biển [...]... khuyến khích sử dụng Mỗi phương pháp kiểm tra đều có hạn chế của nó và phạm vi áp dụng, do đó cần phải xem xét lựa chọn cho phù hợp với điều kiện làm việc các mỏ ở biển № 1 1 2 3 4 5 6 7 8 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 9 9.1 9.2 10 Các tính chất hóa lý của dầu giếng №14 và №21 trên RC-2 mỏ Rồng Bảng №6 Các thông số Giá trị bằng số Giếng №14 Giếng №21 2 3 4 5 6 7 Khoảng mở vỉa, m 2358- 2358277924102406-2545... đến sự thay đổi áp suất trong đường ống và nhiệt độ bơm dầu đi Nếu những giá trị thu được ở những điểm khác nhau trên toàn bộ tuyến ống thì chúng có giá trị hơn và thông tin hơn Khi bơm dầu có nhiệt đông đặc cao bằng đường ống không bọc cách nhiệt cần phải định kỳ kiểm tra các tính chất lưu biến của dầu bơm đi với mục đích xác định hiệu quả xử lý dầu bằng hóa phẩm chống đông Phương pháp kiểm tra đơn... keonhựa-paraffin bên trong bề mặt đường ống và sự hình thành khu vực ứ đọng dầu đông dặc Các thông số chính của đường ống bao gồm hiệu suất, đường kính, khả năng vận chuyển và áp suất làm việc Hiệu suất được áp dụng để tính toán thể tích bơm theo các hướng xác định Khả năng vận chuyển của đường ống (dùng để bơm dầu nhiều paraffin) phụ thuộc vào các thông số của đường ống ( đường kính và độ dài), cấu tạo đường ống... của đường ống ( đường kính và độ dài), cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều kiện đặt ống (ở dưới nước, chôn sâu), tính chất của chất lỏng bơm đi (độ nhớt, các tính chất lưu biến), các thông số của thiết bị bơm Trong quá trình vận hành thực tế, một vài thông sỗ vẫn duy trì không đổi, nhưng một số khác có thể thay đổi, ảnh hưởng đến khả năng vận chuyển Cần thiết phải đảm bảo duy trì... thủy lực của đường ống ngầm, vận chuyển dầu có nhiệt độ đông đặc cao, cần phải kiểm soát: - Nhiệt độ nước xung quanh đường ống; - Nhiệt độ đông đặc của dầu; - Tính chất lưu biếng của môi trường bơm Để kiểm soát sự hình thành của lắng động paraffin trong đường ống làm việc trên các công trình có thể sử dụng thiết bị chuyên dùng đo sự tích tụ ASPO Chúng cho phép đo định kỳ độ dày lắng đọng và lấy mẫy.. .Những khó khăn Trong những đường ống dưới nước không được bọc các nhiệt, vận chuyển dầu nhiều paraffin, xuất hiện 3 loại khó khăn chính: - Sự suy giảm các đặc tính lưu biến của dầu bơm đi do sự hình thành các cấu trúc paraffin, dẫn đến sự gia tăng áp suất khi bơm dầu và “đống băng” đường ống dầu khi dừng bơm; - Giảm tiết diện dòng chảy của đường ống do sự tính tụ lắng động keonhựa-paraffin... định nhiệt độ đông đặc của dầu đang vận chuyển trong đường ống Quá trình xác định nhiệt độ đông đặc được thực hiện theo những chuẫn đã biết Nhiệt độ đông đặc thể hiện mức độ đặc trung cho tính lưu biến của dầu, ưu điển của phương pháp này là thực hiện thường xuyên, nhiệt độ đông đặc có thể xác định một lần một giờ bằng các sử dụng thí bị đo bán tự động Thông tin khách quan hơn là những kết quả nghiên... hơn là những kết quả nghiên cứu lưu biến (sự xác định độ nhớt hiệu dụng và độ nhớt dẻo, ứng suất lực động trong khoảng nhiệt độ làm việc của đường ống) Để thực hiện điều đó cần thiết phải tổ chức định kỳ lấy và phân tích mẫu dầu Những khảo sát trên không thực hiện thường xuyên nhưng cần thiết khi có sự thay đổi thành phần sản phẩm bơm Trong điều kiên không có lớp cách nhiệt thì nhiệt độ nước ở đáy... Hàm lượng khí khi tách 43.7 44.0 chuẩn, m3/m3 Tỷ trọng dầu tách khí, 856.3 856.6 856.5 850.5 847.0 kg/m3 Thành phần - nước, %, thể 0.4 0.8 1.1 1.2 1.1 tích - muối, mg/l 23.9 19.1 71.8 131.6 125.3 - tạp chất cơ học, % kl 0.03 0.04 0.06 0.05 0.2 - lưu huỳnh, % kl 0.064 0.063 0.076 0.052 0.087 - paraffin, % kl 18.8 20.5 20.9 19.3 19.27 - asphalten, % kl 3.1 2.47 4.13 3.45 2.57 - nhựa, % kl 4.58 5.33 5.27... 8.0 5.8 9.0 11.5 13.3 đến 200 oС 17.0 16.2 12.6 17.5 17.0 13.4 đến 250 oС 25.0 23.9 17.9 25 24.0 13.5 đến 300 oС 35.0 33.4 26.5 35 33.0 13.6 đến 350 oС 50.3 48.3 42 48.5 47.9 Ghi chú: (*) – Theo dữ liệu của phòng khai thác dầu khí Viện NCKT&TK dầu khí biển