CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO

3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều parafin có thể pha loãng nó với các dung môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp như : Dầu thô ít parafin. Condensat thu hồi từ khí dầu. Các sản phẩm của quá trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen. Các dẫn suất Hydrocacbon như tetraclorua, clorua cacbon4. Các Hydrocacbon thơm như Benzene, Toluen. Cơ chế của quá trình pa loãng dầu parafin có thể giải thích như sau: Độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin. Việc pha loãng dầu thô bằng dung môi sẽ làm giảm nồng độ parafin, kéo theo sự giảm độ nhớt và đông đặc. Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp để vận chuyển như vậy sẽ giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định. Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trương hợp làm tăng khả năng lắng đọng parafin và asphalten trên thành đường ống và như vậy lại phải cần những biện pháp công nghệ và chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin và asphalten. Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng không thể đáp ứng được nhu cầu cảu sản xuất nếu lượng thu hồi tại mỏ quá nhỏ so với lượng dầu khai thác lên, nếu dung xăng, dầu hỏa… thì chi phí rất cao, dùng các dẫn xuất hydrocacbon : CHCL3, CCl4 thì không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, do đó phương pháp này ít được sử dụng trong thực tế. 3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là phương pháp phổ biến nhất để vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vân chuyển nóng. Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo đường ống. Tiêu hao năng lượng để vận chuyển chất lỏng trong đường ống tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiều hao một năng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn τ o. Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất trượt tĩnh của chất lỏng. Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động không kinh tế. Trong những trường hợp đó máy bơm piston được xem xét. Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng. Khac với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu ở cuối đường ống. Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các ống khác ( đường ống hơi nước, đường ống nước nóng…). Đặt đường ống trong đường hầm sưởi. Tuy nhiên, ở Việt Nam trong điều kiện khai thác mỏ dầu ngoài khơi. Đường ống nằm dưới đấy biển trong môi trường thất thoát lớn, các biện pháp nhằm bảo ôn đương ống là khó thực hiện do hiệu quả chưa cao, chi phí đầu tư lớn.

CHƯƠNG III CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO

3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp

Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều parafin có thể pha loãng nó với các dung môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp như :

- Dầu thô ít parafin

- Condensat thu hồi từ khí dầu

- Các sản phẩm của quá trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen

- Các dẫn suất Hydrocacbon như tetraclorua, clorua cacbon-4

- Các Hydrocacbon thơm như Benzene, Toluen

Cơ chế của quá trình pa loãng dầu parafin có thể giải thích như sau:

Độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin Việc pha loãng dầu thô bằng dung môi sẽ làm giảm nồng độ parafin, kéo theo

sự giảm độ nhớt và đông đặc

Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp

để vận chuyển như vậy sẽ giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định

Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trương hợp làm tăng khả năng lắng đọng parafin và asphalten trên thành đường ống và như vậy lại phải cần những biện pháp công nghệ và chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin và asphalten

Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng không thể đáp ứng được nhu cầu cảu sản xuất nếu lượng thu hồi tại mỏ quá nhỏ so với lượng dầu khai thác lên, nếu dung xăng, dầu hỏa… thì chi phí rất cao, dùng các dẫn xuất hydrocacbon : CHCL3, CCl4 thì không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, do

đó phương pháp này ít được sử dụng trong thực tế

3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng

Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là phương pháp phổ biến nhất để vận chuyển dầu theo đường ống Đường ống dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vân chuyển nóng

Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo đường ống Tiêu hao năng lượng để vận chuyển chất lỏng trong đường ống tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiều hao một năng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn τo.

Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất trượt tĩnh của chất lỏng

Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều kiện vận chuyển cụ thể Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động không kinh tế Trong những trường hợp đó máy bơm piston được xem xét Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng Khac với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt

độ dầu ở cuối đường ống Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các ống khác ( đường ống hơi nước, đường ống nước nóng…) Đặt đường ống trong đường hầm sưởi

Tuy nhiên, ở Việt Nam trong điều kiện khai thác mỏ dầu ngoài khơi Đường ống nằm dưới đấy biển trong môi trường thất thoát lớn, các biện pháp nhằm bảo ôn đương ống là khó thực hiện do hiệu quả chưa cao, chi phí đầu tư lớn

3.3 Vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt

Xử lý băng phương pháp nhiệt tức là gia nhiệt cho dầu đến một nhiệt độ nóng chảy của parafin, sau đó làm lạnh nó ở những điều kiện mà cấu trúc tinh thể có

độ bền thấp nhất

Những yếu tố ảnh hưởng lướn đến độ bền cảu cấu trúc tinh thể parafin sau khi

xử lý nhiệt: Mức độ gia nhiệt, hàm lượng parafin rắn và chất nhựa asphalten trong dầu, tốc độ và những điều kiện làm lạnh ( động hay tĩnh)

Với mỗi loại dầu có một nhiệt độ xử lý tối ưu tùy thuộc vào thành phần hydrocacbon và hàm lượng keo nhựa Kết quả nghiên cứu xử lý cải tiến tính lưu biến bằng phương pháp này cho thấy hiệu quả của nó không ổn định, tính chất của dầu xấu đi theo thời gian Trường hợp đường ống bị tắc nghẽn hoặc khi dùng bơm, ứng suất trượt tĩnh tăng lên rất nhanh, gây khó khăn cho việc khắc phục sự cố và khởi động lại đường ống

Tùy theo điều kiện nhiệt độ xử lý mà kết quả của quá trình xử lý nhiệt sẽ làm tốt lên hoặc xấu đi đặc tính lưu biến của dầu, sự phụ thuộc này được giải thích như sau:

Nếu gia nhiệt cho dầu thô đến nhiệt độ không đủ để các tinh thể parafinhoaf tan hết mà chỉ hào tan một phần ,trên bề mặt của tinh thể parafin được hấp thụ bởi các hợp chất keo nhựa, bị làm lạnh dần sẽ dẫn đến hiện tượng kết tinh parafin và hình thành trong dầu một hệ thống cấu trúc bền vững với các tinh thể parafin nhỏ hơn, làm tăng độ nhớt và nhiệt độ đông đặc dầu

Nếu gia nhiệt đến nhiệt độ quá cao, khi làm lạnh các hợp chất keo nhựa lại tạo thành mạng cấu trúc hạt lớn Sự tạo thành này làm cho dầu thô có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao hơn dầu lúc chưa xử lý

Khi gia nhiệt dầu thô với nhiệt độ vừa đủ để các tinh thể parafin hòa tan hoàn toàn thì khi làm lạnh, các chất keo nhựa đóng vai trò như chất hoạt động bề mặt có khuynh hướng tạo thành các tinh thể hình cây, que và tạo cấu trúc mạng kém bền vững Lúc này độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô sẽ nhỏ hơn trước khi đem xử lý

Phương pháp này thực tế bị hạn chế bởi tính kinh tế và hiệu quả về mặt kỹ thuật trong khi hiệu quả xử lý không cao Thông thường phương pháp này được kết hợp với xử lý bằng hóa phẩm phụ gia và chỉ là một phần của công nghệ xử lý dầu parafin do tính hanh chế về công nghệ và kĩ thuật của nó

3.4 Xử lý dầu bằng hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc)

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

độ nhớt và ứng suất dịch chuyển tới hạn của dầu), là những phương pháp triển vọng và hiện đang được ứng dụng rộng rãi trong xử lý dầu nhiều parafin để vận chuyển theo đường ống

Ở nhiệt độ cao hóa phẩm cho vào dầu sẽ không làm thay đổi dộ 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 parafin

Các nhà nghiên cứu đều thừa nhận sự hoạt động lưỡng tính của háo phẩm : thứ nhất, những phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc cùng với parafin 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, parafin bị tinh thể hóa tạo nên những hợp thể không thể liên kết được với nhau

Trên thực tế, có những chất tác động lên dầu theo hướng thứ nhất, có chất theo hướng thứ hai, có chất theo cả hai hướng

Những chất nhựa asphalten chứa trong dầu là một dạng chất giảm nhiệt độ đông đặc Khi nghiên cứu ảnh hưởng của nhựa đến nhiệt độ đông đặc của các

dung dịch parafin trong dầu đã xác lập được rằng, khi bổ sung một lượng nhỏ nhựa vào dầu dẫn đén nhiệt độ đông đặc của dung dịch giảm đi 7-90C.

Tại các mỏ dầu Việt Nam hiện nay một số hóa chất đã được sử dụng có hiệu quả để xử lý dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ, Rồng và Đại Hùng là Sepaflux, Prochinor

Bảng 3.1 Kết quả xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lượng hóa chất khác nhau.

Những hóa phẩm được kiến nghị cho vào dầu ở nhiệt độ 65-900C, khi đó khối lượng chính của cá parafin rắn ở trạng thái hòa tan Bơm hóa phẩm giảm nhiệt

độ đông đặc vào dầu ở nhiệt độ thấp hơn 650C hiệu quả sẽ rất thấp

Vận tốc làm lạnh cũng ảnh hưởng đến những tính chất lưu biến của dầu được

xử lý băng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc

Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc dạng lỏng được bơm vào đường ống trước máy bơm lý tâm bằng bơm định lượng Biện pháp này sẽ đảm bảo khả năng phân bố đồng đều hóa phẩm trong toàn thể tích Tuy nhiên, khi làm lạnh dầu

xử lý bằng hóa phẩm ở chế độ chảy rối thì tính lưu biến sẽ bị kém hơn so với khi làm lạnh ở chế độ chảy tầng

3.5 Vận chuyển dầu cùng nước

Vận chuyển dầu cùng nước là một trong những phương pháp vận chuyển

có hiệu quả trên thế giới đối với dầu nhiều parafin và có độ nhớt cao

Vận chuyển nước - dầu bằng cách bơm vào dòng dầu một khối lượng nước nhất định và thiết lập được những điều kiện thủy động lực hợp lý cho chuyển động của hỗn hợp đã tạo thành

Vận chuyển nước – dầu được thực hiện theo những chế độ chảy và phương pháp sau:

a Dầu và nước chảy phân tầng

b Dòng chảy vành khuyên: dầu bên trong, nước bên ngoài

c Dòng chảy của nhũ tương dầu – nước (dầu trong nước)

Trong ba phương pháp thì phương pháp b và c có kết quả cao hơn

- Phương pháp chảy vành khuyên : Đồng thời bơm vào đường ống dầu có độ nhớt cao và nước sao cho dầu chảy bên trong vành khuyên nước Để đạt mục đích trên phải sử dụng kĩ thuật chuyên dụng hoặc những đường ống có cấu trúc xoáy bên trong

- Phương pháp vận chuyển nhũ tương: Độ nhớt, sức cản thủy lực sẽ giảm đi đáng kể khi ta tạo được nhũ dầu nước thuận ( dầu trong nước) Hỗn hợp dầu-nước tạo thành khi những phân tử đầu được màng nước bao bọc và như vậy không có tiếp xúc giữa dầu và thành ống

Trong quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu - nước theo đường ống, ở một số trương hợp( nhiệt độ, vận tốc) nhũ dạng dầu trong nước sẽ chuyển sang dạng ngược lại thành nhũ nước trong dầu Nhũ nước trong dầu thường có độ nhớt cao hơn hẳn dầu khi chưa xử lý, làm ảnh hưởng rất xấu đến quá trình vận chuyển

Một số yếu tố khác của phương pháp vận chuyển này là khi ngừng bơm sẽ xảy

ra quá trình phân pha, làm tăng bề mặt tiếp xúc của dầu với thành ống điều đó dẫn đến làm tăng áp suất khởi động

Nhược điểm lớn nhất của phương pháp này là làm giảm khả năng vận chuyển đường ống do vận chuyển cả nước, tăng thêm thiết bị tách lọc ở cuối đường ống và chi phí sản xuất tăng do tăng hóa phẩm khử nước

3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí

Dầu khi vân chuyển trong đường ống luôn có một lượng khí đồng hành Khối lượng khí này nhiều hay ít phụ thuộc vào tính chất của dầu, điều kiện tách và bơm chuyển Tăng lượng khí bão hòa trong dầu và vận chuyển dầu bão hòa khí là một trong những phương pháp nhằm tốt hơn tính lưu biến của dầu thô

Khi vận chuyển dầu bão hòa khí: tổn hao áp suất giảm, áp suất khởi động giảm Hiệu quả phương pháp tăng khi tăng lượng khí bão hòa trong dầu

Nét đặc trưng của công nghệ vận chuyển dàu bão hòa khí là đảm bảo vận chuyển dầu 1 pha, tức là tránh cho khí tách khỏi dầu Để đạt được điều đó phải duy trì áp suất trên toàn bộ đường ống luôn luôn cao hơn áp suất bão hòa.Thực hiện phương pháp vận chuyển dầu bão hòa khí đi đòi hỏi phải trang

bị kỹ thuật đảm bảo dầu bão hòa khí luôn ở dạng 1 pha ở tại đầu vào của máy bơm và đường ống phải được thiết kế va lắp đặt để vận chuyển với áp suất cao

3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách

Bản chất của phương pháp này là sau khi bơm một lượng dầu parafin độ nhớt

cao sẽ bơm nối tiếp một nút dầu có độ nhớt thấp, hoặc nước, hoặc chất cách

đặc biệt

Vận chuyển dầu có độ nhớt cao nhờ các nút đẩy ở chế độ chảy tầng không có

lớp ngăn cách thường khó thực hiện vì trong trường hợ này khối lượng nút đẩy phải lớn hơn 3-4 lần khối lượng cần vận chuyển

Vận chuyển dầu có độ nhớt cao nhờ nút đẩy ở chế độ chảy rối sẽ tạo thành ở ranh giới hai chất lỏng 1 vùng hỗn hợp Vàng hỗn hợp này thấp hơn nhiều so với chế dộ chảy tầng và thường khoảng 1% thể tích dầu Tuy nhiên, khi khối lượng vận chuyển dầu không nhiều để vận chuyển ở chế độ chảy rối đồi hỏi phải tăng chất lỏng đẩy Để giảm khối lượng chất đẩy người ta sử dụng các nút ngăn cách Những nút này có thể là chất rắn hoặc chất lỏng Những nút bằng chất rắn là những thiết bị cơ nằm giữa hai lớp dầu và cùng dầu chuyển động dọc theo đường ống Những nút ngăn cách lỏng là những chất lỏng đặc quánh ( có thể gốc hydrocacbon hoặc không hydrocacbon) với tính chất lưu biến đặc biệt ( hỗn hợp chất dẻo, đàn hồi) Ưu điểm của nút ngăn cách chất lỏng là có khả năng sử dụng trong đường ống với các kích thước thay đổi

So sánh các phương pháp vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao, điều kiện

áp dụng , vốn đầu tư, chi phí sản xuất và những thuận lợi, khó khăn được trình bày theo bảng sau:

Tóm tắt những giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin trong đường ống

Bảng 3.2 Tóm tắt những giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin trong

đường ống.

Stt Công nghệ vận

chuyển

Điều kiện áp dụng

Vốn đầu tư Chi phí

sản xuất

Các yếu tố khác

1 Có dầu không

parafin và chất hòa tan

Rất cao Cao Nguy cơ thay đổi tính

Thấp Cao

5 Vận chuyển dầu -

nước

Có nguồn nước, có khả năng tách nước khỏi dầu

Trung bình Trung

bình

Giảm công suất đường ống

ra khỏi dầu

Trung bình Cao Công suất đường ống

giảm, công nghệ chưa hoàn chỉnh

CHƯƠNG IV LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH

TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG TỪ ĐH02 –ĐH01

4.1 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề

mặt đá vỉa

4.1.1 Cơ chế tác dụng của PPD và chất trợ hấp phụ (activator)

Các polymer có trong PPD (như Polyvinylacetate, Polyvinylacrylate ) khi hòa tan vào dầu thô sẽ đồng kết tinh với phân tử paraffin (Hình 4.1), giúp ngăn ngừa sự lớn lên của paraffin trong điều kiện nhiệt độ thấp

Chất trợ hấp phụ (activator) có khả năng kết tủa hoặc tương tác với PPD ở dạng hòa tan trong dung dịch và di chuyển vào vỉa Thành phần chính của activator là các alcohol và hỗn hợp của chúng Khi cho PPD tương tác với activator sẽ xảy ra cơ chế hình thành gel, do hiện tượng kết hợp trong dung dịch polymer và do ái lực của phân tử polymer không giống với các dung môi khác

Hòa tan PPD trong dung môi để tạo ra dung dịch PPD loãng và các phân tử polymer không thể liên kết với nhau Do ái lực của phân tử alcohol trong activator và phân tử dung môi trong dung dịch PPD lớn hơn ái lực của phân tử dung môi và phân tử polymer nên khi cho activator vào dung dịch PPD, dung môi sẽ bị tách ra khỏi dung dịch PPD và PPD trở về trạng thái ban đầu là dung dịch polymer đậm đặc Trong dung dịch đậm đặc, các đại phân tử (phân tử polymer) có thể tác dụng tương hỗ và tạo thành các chất kết hợp khi khả năng

va chạm tương đối lớn Đặc điểm của các chất kết hợp được tạo thành trong dung dịch polymer là nhờ các đại phân tử dài, uốn dẻo nên có thể tham gia vào thành phần của các chất kết hợp khác nhau, tạo thành mạng liên kết không

gian trong dung dịch.

Hình 4.1 Cơ chế ngăn ngừa lắng đọng parafin của PPD 4.1.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD

Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên

bề mặt đá vỉa ứng dụng khả năng giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô của hóa phẩm PPD và khả năng kết tủa PPD ra khỏi dung dịch của activator Khi PPD (dạng hòa tan trong dung dịch) và activator tiếp xúc với nhau trong vỉa, lập tức hóa phẩm activator chuyển PPD từ dạng lỏng sang dạng gel, bám trên bề mặt

đá vỉa, di chuyển vào các lỗ rỗng của đá vỉa (Hình 4.2) Khi dòng dầu khai thác chảy qua lớp đá vỉa này, PPD sẽ bị cuốn theo dòng dầu và hòa tan vào dầu thô, làm giảm nhiệt độ đông đặc của dòng dầu thô khai thác ngay trong vỉa Do đó, ức chế quá trình hình thành lắng đọng paraffin trong ống khai thác

Hình 4.2 Quá trình chui vào bên trong lỗ rỗng đá vỉa cảu sản phẩm tương tác

giữa PPD và chất phụ gia activator.

4.1.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng

phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa

Quy trình công nghệ ức chế lắng đọng parafin được áp dụng cho một số giếng khai thác dầu gồm 4 giai đoạn Giai đoạn 1 là thu thập tài liệu về lịch sử

xử lý lắng đọng parafin của giếng, xác định đặc trưng hóa lý các đối tượng thuộc giếng, nhiệt độ đông đặc dầu, hàm lượng parafin trong dầu, độ rỗng, độ thấm của đá vỉa, thử nghiêm lựa chon PPD, hóa phẩm activator phù hợp với loại dầu Tiếp theo là giai đoạn chuẩn bị lên kế hoạch chi tiết cho cả quá trình

áp dụng công nghệ, tính toán, chuẩn bị lượng hóa phẩm cần thiết như: PPD, háo phẩm activator, dầu diesel, chuẩn bị bơm, thiết bị tạo hơi nước cho xử lý giếng trước khi áp dụng công nghệ, đường ống dẫn từ bơm tới miệng giếng, chuẩn bị nhân lực Trong giai đoạn 3, tiến hành xử lý giếng bằng thiết bị tạo hơi nước áp lực cao, xử lý bằng dầu nóng, dung môi nóng…; tiến hành bơm

ép các hóa chất cần thiết để ức chế lắng đọng parafin theo chương trình bơm

đã đề ra trước Giai đoạn 4 là theo dõi đánh giá hiệu quả : theo dõi nhiệt độ lắng đọng cảu dầu ra khỏi giếng theo sản lượng khai thác, đánh giá hiệu quả kinh tế theo tình hình tiến hành thực tế( đã tính phát sinh trong quá trình tiến hành )

Trong đó, giai đoạn bơm ép xử lý, ngăn ngừa lắng đọng parafin cần thực hiện

7 bước chi tiết sau:

- Bước 1: Loại bỏ lắng đọng trong đường ống khai thác

- Bước 2: Khởi động lại giếng để loại bỏ toàn bộ dung môi hoặc các hóa phẩm

sử dụng để làm sạch parafin đã nhiễm bẩn và những lắng đọng parafin bị hòa

tan tới thùng chứa ( đã chuẩn bị trước khi lên kế hoạch bơm ép) đến khi không nhìn thấy lắng đọng bằng mắt thường.

- Bước 3: Bơm ép hóa phẩm activator vào giếng với thể tích cần thiết (tính toán) so với háo phẩm PPD

- Bước 4: Bơm diesel hoặc dầu thô vào giếng để tạo ra bề mặt ngăn cách giữa hóa phẩm activator và chất hạ điểm đông đặc PPD

- Bước 5: Lượng hóa phẩm PPD cần thiết được tính toán trước khi theo sản lượng giếng cần xử lý Hóa phẩm PPD đã được pha loãng bằng diesel

- Bước 6: Bơn ép mạnh diesel hoặc dầu thô vào giếng để đẩy toàn bộ hóa chất

đã bơm trước đó vào giếng vào sâu trong vỉa

- Bước 7: Đóng giếng trong vòng 24 giờ Khởi động khai thác trở lại và kiểm soát chất lượng sản phẩm ( dầu thô)

Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm trong công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho một giếng khai thác dầu.

Lượng hóa phẩm PPD cần sử dụng cho quá trình ức chế, ngăn ngừa lắng đọng parafin trong giếng khai thac bằng phương phấp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa được tính theo công thưc sau:

Lượng activator/PPD được sử dụng theo tỷ lệ thích hợp

Bảng 4.1 Đặc tính lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng sau khi xử lý hóa phẩm Nhiệt

τ 0 pa

µ pa.s

τ 0 pa

µ pa.s

τ 0 pa

4.1.4 Kết luận

Công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin trong đường ống khai thác bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa được nghiên cứu hoàn toàn khả thi và có thể áp dụng với mỏ Đại Hùng do phù hợp về công nghệ khai thác, đối tượng dầu thô và địa chất cảu mỏ Đại Hùng

Việc áp dụng công nghệ này vừa giúp giảm tần suất xử lý và chi phí xử lý lắng đọng parafin vừa có thể giúp tăng sản lượng của giếng dầu xử lý (do parafin không lắng đọng trong đường ống khai thác) Vì vậy việc đưa công nghệ này vào áp dụng trong thực tế khai thác dầu thô tại mỏ Đại Hùng nói riêng và tại Việt Nam nói chung sẽ mang lại lợi ích rất lớn và đạt hiệu quả kinh tế cao

4.2 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng

4.2.1 Giàn xử lý và điều khiển trung tâm (giàn FPU-ĐH01)

Trong phương án phát triển giàn FPU-ĐH01 hoạt động như giàn trung tâm, dòng sản phẩm khai thác từ giàn đầu giếng WHP-ĐH02 được xử lý sơ bộ để tách khí và đốt ở đuốc của giàn Dầu và nước được vận chuyển về giàn FPU-ĐH01 để tiếp tục xử lý cùng với dầu khai thác của khu vực EPS Giàn đầu giếng WHP-ĐH02 được điều khiển và theo dõi từ phòng điều khiển của giàn FPU-ĐH01

FPU-ĐH01 là thiết bị nửa nổi nửa chìm do hãng Aker Engineeing thiết kế

và xây lắp vào năm 1974 và được sử dụng như một giàn khoan Năm 1984 nó được công ty Haminton Oil Company hoán cải lại để khai thác dầu ở biển Bắc (địa phận Anh và Na uy) tại các mỏ Argyll/Duncan/Innes FPU-ĐH01 là thiết

bị nửa nổi nửa chìm ổn định kiểu Aker H-3 với 2 phao, 8 cột ổn định chính và

2 cột ổn định phụ Năm 1984 thiết bị khoan được thay thế bằng thiết bị khai thác, xử lý dầu và nước Vào năm 1994 sau khi được hoán cải tại Singapore, FPU-ĐH01 được kéo đến mỏ Đại Hùng và neo vào vị trí nhờ hệ thống xích neo Các tuyến neo gồm 8 sợi dây xích đường kính 98 mm chế tạo từ thép có mác NVK4 RIG Các sợi xích được neo xuống đáy biển nhờ các neo kiểu Stevshark nặng 37 tấn Tải trọng kéo đứt xích nhỏ nhất theo thiết kế là

10600kN (1080 tấn).

Ban công hiện có trước đây được lắp đặt ở mạn phải của giàn, là nơi lắp đặt tất cả các ống đứng (hay còn gọi là ống mềm động) của các ống mềm 3”, đường điều khiển Umbilical 3” của các giếng ĐH-1P, ĐH-2P, ĐH-3P, ĐH-4P, ĐH-5P và ĐH-4X và các ống đứng cho hai đường ống 6” vận chuyển dầu từ giàn FPU-ĐH01 sang tàu chứa FSO

Ban công phía trước giàn có tất cả 9 slot 3” được thiết kế để lắp đặt 6 ống đứng của 4 ống mềm và 2 đường điều khiển Umbilical cho 2 giếng ĐH-9P và ĐH-10P Còn lại 3 slot để lắp đặt cho 2 ống mềm và 1 đường điều khiển của giếng ngầm 6P/7P

Ban công phía sau giàn có tất cả 9 slot 3” và 3 slot 6” 9 slot 3” để lắp đặt

9 ống đứng của 6 ống mềm và 3 đường điều khiển umbilical cho 3 giếng 7X, ĐH-12X và ĐH-8P 3 slot 6” được lắp đặt cho 2 đường xuất dầu từ giàn WHP-ĐH02 về FPU-ĐH01 và 1 đường cáp ngầm điều khiển và cung cấp điện cho giàn WHP-ĐH02

ĐH-Hình 4.3 Mô hình khai thác mỏ Đại Hùng từ FDP-2006 đến 31/12/2013

(thêm các giếngWHP-ĐH02) 4.2.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-ĐH02

Giàn đầu giếng WHP-DH02 được thiết kế là giàn không có người ở, điều khiển từ giàn FPU-ĐH01 Dòng sản phẩm từ các giếng khai thác được thu gom tại giàn đầu giếng, rồi được xử lý sơ bộ tại bình tách 2 pha để tách khí khỏi hỗn hợp dầu, khí, nước sau đó hỗn hợp lỏng dầu và nước được vận

chuyển qua đường ống mềm sang giàn FPU-ĐH01 tiếp tục xử lý sau đó dầu thô được bơm sang tàu chứa FSO

Khả năng lưu thông chất lỏng của khớp quay phao CALM và đường ống khoảng 35.000 thùng/ngày (5.563 m3/ngày)

Nhược điểm sử dụng phao CALM là vào khoảng thời gian có gió mùa đông bắc, đặc biệt tháng 12 và tháng 01 hàng năm, vì điều kiện an toàn (không

để sức căng của dây neo tàu FSO vào phao CALM vượt quá giới hạn cho phép) phải tách tàu FSO khỏi phao CALM, nghĩa là phải dừng khai thác

4.2.4 Tàu chứa nổi và xuất dầu (FSO)

FSO có chức năng tách nước, tàng chứa và bơm xuất dầu cho tàu mua dầu FSO được nối với phao CALM Dầu khai thác dược bơm đến phao CALM, sau đó theo ống mềm nổi sang FSO

FSO được trang bị ba móc nối tháo lắp nhanh với độ bền định mức 200 tấn SWL cho mỗi móc Hai trong các móc nối đó ở phía trước tàu dùng để nối

FSO với phao CALM và móc còn lại nằm ở đuôi tàu để nối với tàu mua FSO được nối với phao CALM bằng một đoạn xích loại 76 mm và nối với 3 đoạn dây giống nhau có chiều dài là 65 m tải trọng định mức là 452 tấn NWBS Hệ thống được thiết kế đảm bảo sự phân bố tải trọng lên hai dây như nhau Dây thứ ba nằm trong hệ thống này với vai trò dự phòng sẽ hoạt động khi tải trọng tác dụng lên hai dây chính lớn Tải trọng định mức của cả hệ là 400 tấn Tải trọng tới hạn của mỗi dây là 200 tấn Hệ thống cho phép tàu FSO hoạt động trong điều kiện sóng tới 5,5 m.

Trên FSO quá trình tách nước cuối cùng sẽ diễn ra trong tank lắng Các thiết bị gia nhiệt sẽ giữ cho nhiệt độ của dầu trong tank không hạ thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu và như vậy sẽ đảm bảo chế độ nhiệt và các quá trình xử lý, tàng chứa và bơm xuất dầu Bơm xuất dầu cho tàu mua sẽ thực hiện theo phương pháp nối đuôi (tandem)

Trên mỏ Đại Hùng đang sử dụng tàu chứa FSO KAMARI, khả năng chứa

là 122 nghìn m3 dầu thô (khoảng 766.000 thùng Ngoài ra trên FSO có sân bay trực thăng, hệ thống đo lưu lượng dầu, hệ thống căn chỉnh và khu nhà ở

4.2.5 Hệ thống ống mềm phục vụ khai thác các giếng ngầm

Có 2 loại ống mềm cho giếng ngầm khai thác ở mỏ Đại Hùng: ống mềm khai thác và ống mềm điều khiển thuỷ lực Mỗi giếng có 2 đường ống mềm khai thác, cả hai đường này có thể dùng cho khai thác, ngoài ra hai đường này phục vụ cho việc tuần hoàn giếng, phóng thoi và các dịch vụ khác của giếng Các ống mềm được nối từ đầu giếng ngầm vắt qua phao nổi trung gian (Mid Depth Buoy) và kết thúc ở ban công của giàn FPU-ĐH01 Giàn hiện nay có 03 ban công 01 ban công được lắp đặt ban đầu ở mạn phải giàn và 02 ban công mới được lắp đặt trong năm 2004 nằm ở phía trước và phía sau của giàn 3 giếng ngầm phát triển khu vực EPS cũng được áp dụng mô hình khai thác này

4.25.1 Đường ống mềm khai thác

Đường ống mềm khai thác có đường kính 3 inch được chia làm 2 phần: phần tĩnh và phần động, có khả năng tự ổn định trong quá trình vận hành với

thông số thiết kế và đặc tính kỹ thuật như sau:

Bảng 4.2: Bảng thông số thiết kế đường ống mềm khai thác

nước

Bảng 4.4: Bảng vật liệu chế tạo phần động đường ống mềm khai thác

4.2.5.2 Đường ống xuất dầu từ giàn FPU-ĐH01 về tàu FSO

Dầu sau khi xử lý ở giàn FPU-DH01 sẽ được vận chuyển về tàu chứa FSO qua hai đường ống mềm 6” dài khoảng 2 km nối từ giàn về phao CALM

Dầu từ phao CALM chuyển tải đến tàu chứa (FSO) bằng các ống mềm

có đường kính nhỏ dần bắt đầu từ 20 inch (nối với phao CALM) và giảm dần đến 6 inch ở FSO

Đường ống xuất dầu từ giàn FPU-ĐH01 về tàu chứa FSO là loại ống mềm chuyên dụng có đường kính 6 inch do công ty Coflexip S.A của Pháp chế tạo Đây là loại ống mềm có 6 lớp vỏ bảo vệ với chức năng và cấu trúc như các bảng sau đây: