Bài viết trình bày các kết quả nghiên cứu về xử lý paraffin cho giếng khai thác gaslift và hệ thống thu gom, xử lý dầu khí trên giàn MSP-6 mỏ Bạch Hổ thông qua việc phân tích đánh giá quy trình, thực tế vận hành tại đây.
26 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ (2019) 26 - 34 Giải pháp nâng cao hiệu xử lý dầu nhiều Paraffin giàn MSP-6 Mỏ Bạch Hổ Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Phạm Đức Thắng 2, Hoàng Linh Lan Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Tập đồn Dầu khí Việt Nam (PVN), Việt Nam Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam Nam THƠNG TIN BÀI BÁO TĨM TẮT Q trình: Nhận 02/12/2018 Chấp nhận 15/01/2019 Đăng online 28/02/2019 Dầu thô khai thác mỏ Bạch Hổ có đặc thù dầu nhiều paraffin, độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao Điều gây khó khăn khơng nhỏ cho việc đảm bảo dòng chảy q trình khai thác, thu gom vận chuyển cất chứa sản phẩm Vì vậy, việc xử lý paraffin phải tiến hành tất hoạt động liên quan đến trình khai thác dầu Hiện tại, khai thác dầu mỏ Bạch Hổ thực chủ yếu phương pháp gaslift Thực tế cho thấy, lắng đọng paraffin xảy giếng gaslift nhiều so với phương pháp khai thác khác chế khai thác cấu trúc thiết bị khai thác gây nên Do đó, nghiên cứu để tìm giải pháp xử lý lắng đọng paraffin giếng khai thác phương pháp gaslift cần thiết Bài báo trình bày kết nghiên cứu xử lý paraffin cho giếng khai thác gaslift hệ thống thu gom, xử lý dầu khí giàn MSP-6 mỏ Bạch Hổ thông qua việc phân tích đánh giá quy trình, thực tế vận hành Trên sở đó, báo đưa giải pháp kỹ thuật để nâng cao hiệu xử lý paraffin việc sử dụng hỗn hợp dầu nóng nhiệt độ cao Giếng N0 101 cho giếng khai thác gaslift N0 90 giàn MSP-6 Kết nghiên cứu áp dụng cho giếng khai thác có điều kiện tương tự, góp phần nâng cao hiệu khai thác dầu phương pháp gaslift phạm vi toàn mỏ Bạch Hổ Từ khóa: Đảm bảo dòng chảy Đường ống vận chuyển dầu Xử lý paraffin Mỏ Bạch Hổ © 2019 Trường Đại học Mỏ - Địa chất Tất quyền bảo đảm Mở đầu Mỏ Bạch Hổ mỏ dầu lớn thềm lục địa Nam Việt Nam, lô 09-1 thuộc bồn trũng Cửu Long, cách TP Vũng Tàu khoảng 120 km phía Đơng Nam (Hình 1) Hiện mỏ khai thác _ *Tác giả liên hệ E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn dầu khí đối tượng Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen đá Móng nứt nẻ, sản lượng khai thác tập trung nhiều tầng đá Móng với khoảng 86% sản lượng khai thác toàn mỏ Tính đến 31/12/2017, mỏ Bạch Hổ khai thác khoảng 208 triệu dầu thô sau 31 năm vào khai thác Các giếng khai thác nằm giàn cố định (MSP) giàn nhẹ (BK, RC) Dầu khí khai thác lên xử lý sơ sản phẩm trước vận chuyển giàn Công nghệ Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 27 Hình Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ (Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2013) trung tâm số (CNTT-2) số (CNTT-3) xử lý sau bơm qua tàu chứa dầu để xử lý thành dầu thương phẩm trước xuất bán Số lượng giếng khai thác chuyển qua chế độ khai thác học chiếm tỷ trọng lớn, giếng cung cấp sản lượng khai thác mỏ Do đó, việc tìm phương pháp khai thác tối ưu, phù hợp với điều kiện mỏ khu vực có ý nghĩa quan trọng, định đến sản lượng khai thác dầu khí hàng năm Dựa vào tính chất, đặc điểm giếng khai thác mỏ Bạch Hổ, Liên doanh Việt Nga (VSP) áp dụng phương pháp khai thác học như: bơm ly tâm điện chìm, gaslift Theo số liệu tình trạng quỹ giếng VSP đến tháng 7/2017, số lượng giếng khai thác dầu 385 giếng có 16 giếng khai thác tự phun, lại 369 giếng khai thác phương pháp gaslift Phương pháp khai thác dầu khí học gaslift nhằm tăng cường khả thu hồi dầu 28 Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 giai đoạn suy giảm lượng vỉa tự nhiên áp dụng thành cơng cho nhiều mỏ dầu khí nói chung mỏ Bạch Hổ nói riêng Phương pháp áp dụng mỏ 17 năm với tổng sản lượng khai thác góp phần khơng nhỏ vào việc trì sản lượng khai thác năm mỏ Bạch Hổ Tuy nhiên trình khai thác xuất suy giảm sản lượng giếng phương pháp gaslift nhiều nguyên nhân khác Các số liệu thống kê thực tế vận hành khai thác mỏ Bạch Hổ cho thấy nguyên nhân dẫn tới làm suy giảm sản lượng khai thác dầu khai thác mỏ Bạch Hổ có hàm lượng paraffin cao (17-27%); nhiệt độ dầu miệng giếng giếng khai thác gaslift khoảng 25-500C nhiệt độ kết tinh paraffin dầu giao động khoảng 58-610C nhiệt độ đơng đặc dầu cao 32-360C Trong q trình khai thác thành ống khai thác xuất lớp lắng đọng paraffin chiều dày lớp lắng đọng tăng dần lên theo thời gian làm giảm tiết diện ống khai thác dẫn đến giảm khả khai thác dầu Do đó, việc nghiên cứu để tìm giải pháp xử lý lắng đọng paraffin giếng khai thác phương pháp gaslift cần thiết cấp bách cho giai đoạn mỏ Bạch Hổ (Nguyễn Thị Thu Hà nnk., 2013, 2014) Tính chất dầu thơ mỏ Bạch Hổ 2.1 Hàm lượng paraffin dầu khai thác Paraffin loại hydrocacbon phổ biến loại hydrocacbon dầu mỏ Tuỳ theo cấu trúc mà paraffin chia thành hai loại paraffin mạch thẳng (n-paraffin, chiếm 80 - 90%) paraffin có nhánh (iso-paraffin) (Hình 2) Hàm lượng paraffin xác định theo tiêu chuẩn RD 39 09 80 phương pháp kết tinh -210C mẫu dầu tách loại chất nhựa, asphanten dung môi ete dầu mỏ silicagen (Phan Tử Bằng, 1999) Dầu mỏ Bạch Hổ có hàm lượng paraffin cao (trung bình 26% khối lượng) tiếp đến dầu mỏ Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi Gấu Trắng Dầu mỏ thuộc loại dầu nặng (tỉ trọng>0,86 g/cm3) với hàm lượng paraffin chênh lệch không nhiều, dao động khoảng từ 23-24% khối lượng 2.2 Nhiệt độ đông đặc dầu thô Nhiệt độ đơng đặc nhiệt độ mà phân đoạn dầu mỏ điều kiện thử nghiệm qui định hẳn tính linh động (Phan Tử Bằng, 1999) Như nhiệt độ đông đặc đại lượng dùng để đặc trưng cho tính linh động phân đoạn dầu mỏ nhiệt độ thấp Sự tính linh động nhớt, hàm lượng nhựa asphalten dầu tầng Mioxen hạ cao nhiều phần trăm paraffin thấp hẳn so với dầu thuộc tầng Oligoxen Móng Trong địa tầng tầng Mioxen hạ tầng Móng, tính chất dầu gần giống Biện pháp xử lý paraffin giàn MSP-6 Oligoxen thượng 0,8673 36,6 21,88 10,60 26,54 59,0 Oligoxen hạ 0,8321 35,3 5,778 3,44 26,86 58,1 Tầng Móng 0,8332 35,6 6,04 3,56 28,32 58,0 Trong khai thác vận chuyển dầu khí lắng đọng paraffin điều tránh khỏi sản phẩm có hàm lượng paraffin cao Do đó, việc tiến hành ngăn ngừa lắng đọng paraffin cần thiết phải có biện pháp xử lý dầu bị lắng đọng paraffin Tuỳ thuộc vào vị trí mức độ lắng đọng paraffin mà người ta áp dụng biện pháp xử lý paraffin khác phương pháp hóa học, phương pháp học phương pháp nhiệt (Nguyễn Thúc Kháng nnk, 2016) Phương pháp học phương pháp nhiệt nghiên cứu áp dụng để xử lý lắng đọng paraffin giếng khai thác gaslift giàn MSP-6 Giàn MSP-6 có chức vận hành khai thác nhận hỗn hợp chất lưu từ giếng BK Thỏ Trắng 01 vào bình tách C-1 (bình tách pha trung áp) sau xử lý qua bình tách thấp áp C-1 100m3 dùng bơm ly tâm vận chuyển chất lỏng dầu nước giàn giàn CNTT-2 CNTT tùy vào thời điểm công nghệ (Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2016) Trong trình vận hành hệ thống công nghệ giàn MSP-6 thực biện pháp xử lý paraffin phương pháp thiết bị chuyên dụng phương pháp nhiệt sử dụng trạm nóng PPU A-1600 Phương pháp xử lý paraffin thiết bị 30 Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 chuyên dụng (Hình 3) sử dụng từ bắt đầu tiến hành làm cần khai thác giếng khoan Tuy nhiên, trình vận hành phương pháp gặp phải số khó khăn phức tạp, nguy hiểm như: cần phải phối hợp nhịp nhàng, xác thao tác vận hành trạm cáp tời Block Modul 10 Block Modul dụng cụ chuyên dụng để nạo vét paraffin dễ bị rối, đứt cáp dẫn đến phải ngừng khai thác giếng để sửa chữa Bên cạnh gây khó khăn cho thợ vận hành, xảy tượng dầu khí phun trào nguy hiểm… Hình Sơ đồ xử lý paraffin ống khai thác thiết bị nạo vét chuyên dụng - Tang tời; - Ròng r dao; - Cáp; - Thiết bị làm kín; - Bộ Lublikator; - Lưỡi dao; - Van xả; - Đầu nối; - Van chặn; 10 - Quả nặng Trong trình vận hành áp dụng biện pháp thiết bị chuyên dụng để xử lý paraffin khơng hiệu cần phải sử dụng trạm nóng PPU A-1600 (Hình 4) Thiết bị đặt Blockmodul 14 có hệ thống cấp nhiên liệu dầu diesel, hệ thống ống nối chuyên dụng tới Block modul 1, vào giếng cần xử lý Hiện giàn MSP-6, giếng khai thác gaslift N0 101 làm việc liên tục có thơng số phù hợp để sử dụng xử lý lắng đọng paraffin cần khai thác lưu lượng 180m3/ngày đêm, nhiệt độ chất lưu lên tới 620C hàm lượng nước sản phẩm 98,5% Các giếng khai thác gaslift giàn MSP-6 bị lắng đọng paraffin thường có áp suất vỉa thấp Trong báo này, biện pháp xử lý bơm ép dầu nóng từ giếng N0 101 vào giếng lắng đọng paraffin N090 nghiên cứu để áp dụng vào thực tế Biện pháp xử lý lắng đọng paraffin cho giếng khai thác N0 90 giàn MSP6 Giếng khoan N0 90 đưa vào khai thác từ ngày 30/05/1995, đối tượng khai thác tầng Móng với khoảng chiều sâu bắn mìn mở vỉa từ 4330-4880m (Bảng 3) Cho đến nay, giếng trải qua nhiều lần tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng (OPZ) vào năm 1997, 2003, 2004, 2005, 2006 2007 (Nguyễn Thúc Kháng nnk, 2016) Giếng tiến hành sửa chữa lớn hai lần vào năm 1997 (chuyển giếng qua chế độ khai thác gaslift liên tục) 2007 (đổ cầu xi măng tiến hành bắn mìn mở vỉa phía tầng Móng) Các thơng số khai thác giếng N0 90 áp suất miệng 9-10 (kG/cm2), áp suất cần 72-85 (kg/cm2), lưu lượng dầu 22000 m3/một ngày đêm, lưu lượng khí đồng hành 13483 m3/ngày đêm, hàm lượng nước sản phẩm trung bình 5,5%, nhiệt độ sản phẩm miệng giếng 28 -310C, khai thác chế độ gaslift liên tục với lưu lượng/ngày đêm Biện pháp xử lý paraffin cho giếng N0 90 sử dụng hỗn hợp dầu nóng từ giếng N0 101 giàn 4.1 Tính tốn thời gian xử lý paraffin cho giếng N0 90 Để đảm bảo cho việc xử lý paraffin cho giếng N0 90 đạt hiệu cao thời gian xử lý cần thỏa mãn điều kiện sau: - Thời gian dừng giếng - Đảm bảo cơng tác xử lý đạt hiệu quả: phá tan nhiều paraffin thu gom ngược bình tách 100m3 (C-2) nhiều Thời gian cần thiết để xử lý paraffin hỗn hợp dầu nóng từ giếng N0 101 tính tốn sau: - Giếng khai thác N0 101 có lưu lượng 180 m3/ngày đêm (tương đương với lưu lượng 0,125 m3/phút) - Trên sở liệu thu thập paraffin thường bắt đầu lắng đọng nhiều từ độ sâu Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 31 Hình Sơ đồ xử lý Paraffin giếng từ máy PPU A-1600 1000m trở lên đến miệng giếng Do đó, việc tính tốn tính áp dụng đến độ sâu 1000m ống khai thác với đường kính 89mm - Tính thể tích V cột ống khai thác: Vcokt = LπR2 (1) D-2T R= (2) Trong đó: Vcokt- thể tích bên ống khai thác, (m3); L- chiều sâu ống khai thác tính toán cần tiến hành rửa paraffin (L=1000m), (m); R- bán kính ống khai thác, (m); D- đường kính ngồi ống khai thác, (m); T- bề dày ống khai thác, (m) Thay giá trị thông số L=1000m, D=0,089m, T=0,00645m vào cơng thức thức (1) (2) ta có (3) 32 Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 𝑉𝑐𝑜𝑘𝑡 0,089 − 2𝑥0,00645 = 1000𝑥3,14𝑥 ( ) = 4,55 m3 (3) Thể tích cần thiết hỗn hợp dầu nóng để rửa paraffin cần (4) V= 1,5 x Vcokt = 1,5 x 4,55 = 6,82 m3 (4) Để cung cấp lưu lượng hỗn hợp dầu nóng cần khoảng thời gian (tương đương thời gian tiến hành rửa paraffin ) (5) t = V/0,125 =6,82/0,125 = 54,6 phút (5) Do dó, thời gian cần thiết để rửa paraffin cần ống khai thác giếng N090 54,6 phút Tuy nhiên, theo kinh nghiệm thực tế trình vận hành khai thác, dầu bị lắng đọng paraffin ống khai thác giếng N0 90 tương đối nhiều nên hiệu xử lý chưa cao Vì vậy, phương án xử lý cho hỗn hợp dầu nóng vào ngồi cần giếng đề xuất thêm để xử lý paraffin Thể tích hỗn hợp dầu nóng đưa vào giếng thời gian cần thiết xử lý tính tốn sau: Đặt V1 thể tích cột ống khai thác 194mm (chiều dày 9,5mm) đến độ sâu 1000m 0,194−0,0095 ) V1 = LπR12 = 1000x3,14x( = 26,8 m3 (6) V2 thể tích cột ống khai thác đường kính 89mm đến độ sâu 1000m 0,089 ) V2 = LπR22= 1000 x 3,14 x( (7) = 6,3 m3 V3 thể tích khoảng khơng ngồi vành xuyến đến độ sâu 1000m Ta có (8) V3= V1 - V2 = 26,8 -6,3 = 20,5 m3 (8) Thể tích cần thiết để tiến hành xử lý cần giếng (9) V4 = 1,5 x V3 = 1,5 x 20,5 = 30,75 m3 (9) Thời gian tiến hành xử lý paraffin cần giếng N0 90 (10) 30,75 T1 = 0,125 = 246 phút (10) Vậy thời gian xử lý paraffin cần giếng N090 246 phút 4.2 Bản chất phương pháp quy trình xử lý paraffin giếng N0 90 Bản chất phương pháp dùng tác dụng nhiệt tác động trực tiếp lên lên lớp dầu lắng đọng paraffin cần khai thác Sau paraffin tan kết hợp với thao tác xả ngược nhanh tạo chênh áp suất độ lớn hướng vào cột cần khai thác để phá vỡ lớp paraffin lắng đọng đưa vào thiết bị thu gom bề mặt Do tác động nén -xả hỗn hợp dầu khí kết hợp với tác động áp suất ống xuống phía đáy ống nâng khai thác nên hiệu xử lý nhanh cải thiện đáng kể cho vùng cận đáy giếng (Nguyễn Thị Thu Hà nnk., 2013, 2014) Quy trình phương pháp xử lý hỗn hợp dầu nóng lấy từ giếng dầu N0101 có nhiệt độ cao (T0 miệng giếng >60oC) đưa qua cụm phân dòng (Manhephon) vào hệ thống tuần hồn thuận (Hình 5) Sau dầu nóng vào hệ thống đường dập giếng qua thông khai thác thẳng trực tiếp vào ống khai thác giếng N090 nén lên 25-30atm Tiếp theo, xả nhanh hỗn hợp dầu khí bình tách C-2 làm cho lớp paraffin phá vỡ đưa lên bề mặt vào hệ thống thu gom Thao tác lặp lại khoảng 4-5 lần (thời gian từ 3-5 phút/một lần) hiệu xử lý cao Kết luận Đặc trưng dầu thô mỏ Bạch Hổ có độ nhớt cao hàm lượng paraffin lớn, dao động mức 20 - 29% khối lượng Nhiệt độ đông đặc dầu thô khoảng 29 - 360C, cao nhiệt độ thấp nước biển vùng cận đáy biển từ - 150C Trong nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin dầu mỏ dao động từ 58 - 610C Những đặc tính phức tạp dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ chế kết tinh, trình hình thành lắng đọng paraffin đường ống vận chuyển cần khai thác giếng khai thác gaslift gây nhiều khó khăn cho cơng tác khai thác, thu gom vận chuyển cất chứa dầu khí Lắng đọng pareffin khai thác vận chuyển dầu khí mỏ Bạch Hổ điều khơng thể tránh khỏi Chính vậy, việc tiến hành ngăn ngừa lắng đọng paraffin cần thiết Giải pháp sử dụng thiết bị chuyên dụng để xử lý paraffin áp dụng bắt đầu tiến hành làm cần khai thác giếng Tuy nhiên, Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 33 Hình Sơ đồ xử lý paraffin giếng N0 90 dầu nóng giếng số N0 101 trình vận hành, phương pháp gặp phải số khó khăn phức tạp, chí xảy tượng dầu khí phun trào nguy hiểm… Trong trình vận hành hệ thống công nghệ giàn MSP-6 áp dụng biện pháp xử lý paraffin phương pháp thiết bị chuyên dụng phương pháp nhiệt sử dụng trạm nóng PPU A-1600 Việc xử lý paraffin cho giếng N0 90 giàn MSP-6 có sử dụng hỗn hợp dầu nóng từ giếng N0 101 giàn mang lại hiệu cao, làm sở để áp dụng cho giếng có điều kiện tương tự Tài liệu tham khảo Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2013 Sơ đồ công nghệ hiệu chỉnh khai thác xây dựng mỏ Bạch Hổ 31 Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2016 Các báo cáo hành Giàn MSP6 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Đỗ Quang Thịnh, Hoa Hữu Thu, 2013, 2014 Nghiên cứu xử lý lắng đọng paraffin cho số giếng dầu khai thác bơm ép khí phương pháp gaslift Phần I, II Tạp chí hóa học ứng dụng 19-34 34 Nguyễn Văn Thịnh nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hồi Vũ, 2016 Cơng nghệ xử lý va vận chuyển dầu nhiều paraffin thềm lục địa Việt Nam Nhà xuất Khoa học kỹ thuật Chi nhánh Thành phố Hồ Chí Minh Phan Tử Bằng, 1999 Hóa học dầu mỏ khí tự nhiên Nhà xuất Giao thông vận tải ABSTRACT Solutions to improve paraffin treatment efficiency of crude oil on MSP6 platform at Bach Ho oil field Thinh Van Nguyen 1, Thang Duc Pham 2, Lan Linh Hoang Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam Vietnam Oil and Gas Group (PVN), Vietnam Vietnam Petroleum Institute (VPI), Vietnam The crude oil exploited at Bach Ho oil field is characterized by high paraffin content, high viscosity and temperature This has caused difficulties in flow assurance during the process of exploiting, collecting, transporting and storing the products Therefore, paraffin treatment of crude oil should be carried out in all activities relating to production of oil and gas At Bach Ho oil field the production is being implemented mainly by gaslift method However, paraffin deposition occurs in gaslift wells more than the others due to the production mechanism and the structure of production equipment Thus, a research on solutions to paraffin deposition treatmen in gaslift wells is necessary This paper presents results of research on paraffin treatment to gaslift well, oil and gas gathering and treating system on MSP-6 platform at Bach Ho oil field by analyzing the process in situ Based on that, a technical solution to improve the efficiency of paraffin treatment is achieved by using high temperature crude oil of N0 101 well for N0 90 gaslift well on MSP-6 platform The results of research can be applied to other wells with the same conditions as those at Bach Ho oil field ... giàn MSP-6 áp dụng biện pháp xử lý paraffin phương pháp thiết bị chuyên dụng phương pháp nhiệt sử dụng trạm nóng PPU A-1600 Việc xử lý paraffin cho giếng N0 90 giàn MSP-6 có sử dụng hỗn hợp dầu. .. thác, dầu bị lắng đọng paraffin ống khai thác giếng N0 90 tương đối nhiều nên hiệu xử lý chưa cao Vì vậy, phương án xử lý cho hỗn hợp dầu nóng vào ngồi cần giếng đề xuất thêm để xử lý paraffin. .. vận hành hệ thống công nghệ giàn MSP-6 thực biện pháp xử lý paraffin phương pháp thiết bị chuyên dụng phương pháp nhiệt sử dụng trạm nóng PPU A-1600 Phương pháp xử lý paraffin thiết bị 30 Nguyễn