Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ở các mỏ dầu khí ngoài khơi của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

Bài viết giới thiệu tính chất phức tạp của dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng và một số kinh nghiệm trong thu gom, xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Việc vận hành an toàn và liên tục đường ống vận chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng và ngược lại đóng vai trò quan trọng trong công tác vận hành các mỏ dầu khí của Vietsovpetro, góp phần tích cực trong việc hoàn thành kế hoạch khai thác dầu khí hàng năm của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.

PETROVIETNAM KINH NGHIỆM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG Ở CÁC MỎ DẦU KHÍ NGỒI KHƠI CỦA LIÊN DOANH VIỆT-NGA “VIETSOVPETRO” TS Tống Cảnh Sơn, KS Lê Đình Hịe Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Email: sontc.rd@vietsov.com.vn Tóm tắt Hiện nay, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” khai thác dầu từ mỏ Bạch Hổ, Rồng, Gấu Trắng Thỏ Trắng khơi Việt Nam Dầu khai thác chứa hàm lượng paraffin cao, khoảng 17 - 29% khối lượng nhiệt độ đông đặc cao (29 - 36oC), nhiệt độ miệng giếng dầu thấp Vận chuyển dầu có hàm lượng paraffin cao đường ống ngầm (có chiều dài lớn, khơng bọc cách nhiệt với mơi trường bên ngồi) có nhiều vấn đề phức tạp, như: nhiệt độ dầu nhiệt độ môi trường chênh lệch lớn, gây tượng kết tinh paraffin lắng đọng bên đường ống, làm giảm thiết diện đường ống vận chuyển, gia tăng tổn thất áp suất vận chuyển hình hành lớp cấu trúc paraffin bên đường ống, gây tắc nghẽn phải dừng vận hành Trong báo này, nhóm tác giả giới thiệu tính chất phức tạp dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng số kinh nghiệm thu gom, xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống ngầm khơi Việc vận hành an toàn liên tục đường ống vận chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng ngược lại đóng vai trị quan trọng công tác vận hành mỏ dầu khí Vietsovpetro, góp phần tích cực việc hồn thành kế hoạch khai thác dầu khí hàng năm Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam Từ khóa: Lắng đọng paraffin, nhiệt độ đông đặc, độ nhớt, mỏ Bạch Hổ Mở đầu Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” bắt đầu khai thác dầu khí thềm lục địa phía Nam Việt Nam từ năm 1986 Đến ngày 31/12/2014, tổng sản lượng dầu khai thác đạt 213 triệu Việc quy hoạch mỏ phát triển hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu mỏ phát triển qua thời kỳ khác để đảm bảo khả khai thác dầu liên tục cho Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam Trong giai đoạn 1986 -1994, Vietsovpetro thực khai thác dầu khí mỏ Bạch Hổ, tồn hệ thống đường ống phục vụ thu gom, vận chuyển dầu khí nội mỏ nối liền giàn khai thác cố định (MSP), giàn đầu giếng (BK), giàn công nghệ trung tâm (CTP) với kho chứa xuất dầu (FSO) xây dựng không bọc cách nhiệt với mơi trường bên ngồi Dầu khí khai thác giàn khai thác tách khí, sau vận chuyển đến kho chứa xuất dầu Dầu khai thác giàn đầu giếng vận chuyển tuyến đường ống không bọc cách nhiệt dạng hỗn hợp dầu - khí đến giàn cơng nghệ trung tâm (CTP) để xử lý tách khí nước, sau bơm đến kho chứa xuất dầu Trong năm 1994 1998, Vietsovpetro đưa khu vực Trung tâm Rồng (RP-1) Đông Nam Rồng (RC-2) vào khai thác Tuyến đường ống vận chuyển dầu không bọc cách nhiệt dài 52km xây dựng để vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ (từ RP-3/RC-2 qua RP-1 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ) Việc vận chuyển dầu gặp nhiều khó khăn vấn đề lắng đọng paraffin bên đường ống Dầu khai thác mỏ Vietsovpetro dầu nhiều paraffin, có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao Theo thời gian khai thác, lưu lượng giếng nhiệt độ dầu giảm dần, đặc biệt từ áp dụng công nghệ khai thác dầu phương pháp học gaslift, nhiệt độ sản phẩm giếng thấp đi, gây khó khăn cho cơng tác thu gom, xử lý vận chuyển dầu đường ống Vấn đề trở nên đặc biệt nghiêm trọng phải thực việc vận chuyển dầu từ mỏ sang mỏ khác điều kiện nhiệt độ dầu thấp [2, 5] Do đó, khuynh hướng phát triển hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu đường ống mỏ Vietsovpetro bắt đầu thay đổi Các đường ống xây dựng để thu gom vận chuyển dầu khí cơng trình khai thác mỏ Đông Rồng, Đông Bắc Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ Trắng kết nối mỏ bọc cách nhiệt với môi trường bên ngồi DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 43 CƠNG NGHỆ - CƠNG TRÌNH DẦU KHÍ Đặc trưng lý hóa phức tạp thu gom, xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro Như nói trên, dầu thơ khai thác mỏ Vietsovpetro thuộc loại dầu có hàm lượng paraffin, độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao Bảng thể đặc trưng lý hóa dầu thô khai thác số khu vực mỏ Vietsovpetro Hiện nay, Vietsovpetro khai thác dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng khu vực lân cận kết nối khác như: Nam Rồng Đồi Mồi, Gấu Trắng Thỏ Trắng Dầu khai thác khu vực có hàm lượng paraffin dao động từ 18 - 29% khối lượng độ nhớt cao; nhiệt độ đông đặc dầu khoảng 30 - 36oC, cao nhiệt độ thấp nước biển vùng cận đáy (21,8oC) khoảng - 15oC Nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin dầu mỏ dao động từ 58 - 61oC Trong đó, đường ống xây dựng dùng để thu gom vận chuyển dầu nối cơng trình khai thác mỏ Bạch Hổ không bảo ôn nhiệt với mơi trường bên ngồi Theo tính tốn mô cho thấy, sau sản phẩm giếng vào hệ thống đường ống ngầm đáy biển khoảng - 3km, nhiệt độ dầu đường ống nhiệt độ nước biển vùng cận đáy, dao động mức 23 - 28oC, thấp nhiệt độ đông đặc dầu khoảng 10oC thấp nhiệt độ bắt đầu xuất paraffin dầu khoảng 35oC Tại nhiệt độ này, dầu dạng chất lỏng phi Newton, nghĩa trường hợp tạo nên nguy lắng đọng paraffin, gây tượng tắc nghẽn hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu đường ống Sau thời gian khai thác tự phun, giếng mỏ Vietsovpetro chuyển sang khai thác học gaslift Phương pháp trì sản lượng khai thác dầu hàng năm mỏ, song lại làm trầm trọng thêm vấn đề lắng đọng paraffin đường ống vận chuyển dầu giếng khai thác, nhiệt độ dầu giảm đáng kể Hiện nay, nhiệt độ dầu thu gom đến giàn công nghệ trung tâm FSO để xử lý tàng chứa từ 35 - 43oC, thấp nhiệt độ xuất paraffin dầu khoảng 10 - 15oC Kinh nghiệm công ty khai thác dầu hàng đầu giới [1] cho thấy khai thác vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống điều kiện nhiệt độ môi trường thấp nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin, thấp nhiệt độ đông đặc điều kiện ngồi khơi khó khăn gặp nguy hiểm: - Hiện tượng lắng đọng paraffin-keo-nhựa bên ống khai thác đường ống dẫn dầu, làm giảm tiết diện ống làm tổn hao áp suất gia tăng Kết lưu lượng dầu khí khai thác khả lưu thông chất lỏng đường ống giảm dần; - Quá trình khai thác giếng trình vận chuyển dầu đường ống phải tạm dừng dầu có độ nhớt cao nhiệt độ vận chuyển thấp nhiệt độ đông đặc lưu lượng vận chuyển thấp Đối với mỏ Vietsovpetro, vấn đề khó khăn thu gom vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống thường hay gặp vận chuyển đường ống không bọc cách nhiệt chí đường ống bọc cách nhiệt với mơi trường bên ngồi có chiều dài lớn, kết nối từ mỏ sang mỏ khác Hệ thống thu gom vận chuyển dầu đường ống mỏ Vietsovpetro Hiện nay, hệ thống đường ống thu gom vận chuyển sản phẩm khai thác nội mỏ Vietsovpetro dài khoảng 400km Hệ thống đường ống nối liền cơng trình khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng Đồi Mồi, Gấu Trắng Thỏ Trắng (Hình 1) Bảng Đặc trưng lý hóa dầu thô mỏ Vietsovpetro TT 44 Các thông số Khối lượng giếng, kg/m3 Nhiệt độ, oС: - Nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin; - Nhiệt độ đông đặc Hàm lượng, % khối lượng: - Paraffin - Asphaltene - keo - nhựa Độ nhớt, mm2/s: - 50oC - 70oC Nhiệt độ sơi ban đầu, oС Hệ số khí, m3/t DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 Bạch Hổ 831 Mỏ dầu Rồng 847 Gấu Trắng 880 - 902 58 - 61 33,10 59 - 60 30,5 - 33 59 - 60 33 - 36 27,1 2,68 18,7 - 25,0 7,25 - 8,78 22 - 29 0,102 - 0,146 4,66 3,02 70,60 195 - 220 7.151 4.611 67,7 - 83,4 49 - 120 32,03 - 42,49 14,24 - 34,45 90 - 115 47 - 53 PETROVIETNAM МSP-6 МSP-7 Cá Ngừ Vàng БК -CNV МSP-4 МSP-3 МSP-8 МSP-5 BК-15 МSP-10 МSP-9 МSP-1 BК-3 BК-7 МSP-11 CTP-2 BК-2 BК-10 BК-1 BК-6 UBN-4 VSP-01 BК-5 CTP-3 BК-9 BК-4 Chú giải: RC-7 BК-14 RC-1 RC-3 BТ -7 Dầu Dầu bão hịa khí BК-8 BK-17 GTC-1 UBN-3 Chi Linh BK-16 PLEM UBN-3 RP-2 RP-1 RC-6 RP-3 RC-2 RC-5 RC-4 RC-DM Hình Sơ đồ thu gom, xử lý vận chuyển hỗn hợp dầu khí, dầu tách khí từ số cơng trình chủ yếu mỏ Vietsovpetro Sản phẩm khai thác giàn nhẹ (BK/RC) vận chuyển dạng hỗn hợp dầu - khí điểm xử lý tách khí nước giàn cố định giàn công nghệ trung tâm Trong nhiều trường hợp, khoảng cách giàn nhẹ đến giàn cố định hay giàn công nghệ trung tâm lớn, phải vận chuyển từ mỏ sang mỏ khác như: từ mỏ Gấu Trắng, BK-14/BK-7 CTP-3, từ Thỏ Trắng MSP-6, từ mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi hay từ Nam Trung tâm Rồng RC-5, RC-6 đến RP-1 với tổng chiều dài tồn tuyến 18 - 20km; từ Đơng Bắc Rồng RC-1, RC-3 đến RP-2, trước năm 2003 từ RC-2 RP-1 dài 19km Trong đó, khai thác phương pháp gaslift nên nhiệt độ dầu lên đến miệng giếng thấp, dao động khoảng 35 - 60oC, nhiệt độ hỗn hợp chất lỏng khỏi giàn, vào đường ống thu gom mức 45 - 55oC, đến trạm xử lý giàn cố định hay giàn công nghệ trung tâm nhiệt độ khoảng 28 - 35oC (Hình 1) Để đảm bảo khả vận chuyển an tồn đường ống, dầu xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc [3, 4] Trong đó, theo kết nghiên cứu lưu biến phịng thí nghiệm, để xử lý hóa phẩm đạt hiệu cao nhiệt độ dầu khơng thấp 65 75oC Để đạt điều đó, Vietsovpetro áp dụng cơng nghệ bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc vào dịng sản phẩm giếng độ sâu 2.000 - 2.500m, nơi có nhiệt độ khơng thấp 65oC Như vậy, hỗn hợp dầu khí sau xử lý hóa phẩm nhiệt độ cần thiết lên miệng giếng, vào hệ thống thu gom vào đường ống ngầm biển đến trạm xử lý có tính chất lưu biến cải thiện đáng kể 3.1 Vận chuyển dầu đường ống từ mỏ Bạch Hổ đến mỏ Rồng Sơ đồ vận chuyển dầu tách khí mỏ Bạch Hổ đường liên tục nối giàn cố định đến giàn công nghệ trung tâm CTP-2, CTP-3 đến kho FSO DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 45 CƠNG NGHỆ - CƠNG TRÌNH DẦU KHÍ Lưu lượng chất lỏng bơm, m3/ngày đêm 14.000 80 Nhiệt độ dầu CTP-3 12.000 70 60 10.000 Lưu lượng dầu 8.000 50 Nhiệt độ dầu đến UBN-3 40 6.000 Nhiệt độ đông đặc dầu 30 4.000 20 Tổn thất áp suất 2.000 1/1 10 1/2 1/3 1/4 1/5 1/6 1/7 1/8 1/9 1/10 1/11 1/12 1/1 Tổn thất áp suất, at; Nhiệt độ dầu CTP-3, oC mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng (Hình 1) Sản phẩm khai thác giàn cố định dạng chất lỏng tách khí vận chuyển đến giàn công nghệ trung tâm Trên giàn công nghệ trung tâm CTP-2 CTP-3 thực xử lý tách khí tách nước Sau xử lý dầu với hàm lượng Hình Các thơng số đường ống từ CTP-3 Bạch Hổ sang FSO mỏ Rồng 1,800 Dầu Bạch Hổ khơng hóa phjẩm 1,600 Dầu Bạch Hổ với hóa phẩm PPD Chemical -1 Dầu Bạch Hổ với hóa phẩm PPD Chemical -2 Độ nhớt, mPa.s 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 20 25 30 35 40 45 Nhiệt độ, oC 50 55 60 Hình Độ nhớt dầu thô mỏ Bạch Hổ không xử lý xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc định lượng 350 ppm (ml/m3) nước lại khoảng 0,7 - 2,3%, vận chuyển đến FSO để xử lý triệt để đến chất lượng thương phẩm Thông thường, mỏ Vietsovpetro có FSO hoạt động mỏ Bạch Hổ, FSO hoạt động mỏ Rồng Trong trường hợp, mỏ Bạch Hổ có FSO, FSO gặp cố, dầu từ mỏ Bạch Hổ vận chuyển đến FSO mỏ Rồng theo đường ống ngầm dài 22km từ CTP3 đến PLEM-FSO-3 Để đảm bảo vận hành liên tục an toàn đường ống, hạn chế lắng đọng paraffin, dầu xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc Vì tách khí nước nên việc xử lý dầu hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đơn giản đạt hiệu cao Ngồi ra, q trình xử lý tách nước giàn công nghệ trung tâm, dầu trì nhiệt độ mức 65oC nên hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc bơm vào dịng dầu vị trí sau bình tách nước sử dụng điện trường cao trước máy bơm Sau xử lý hóa phẩm, dầu vận chuyển đến FSO mỏ Rồng theo tuyến ống nối từ CTP-3 đến FSO-3 mỏ Rồng Hình thơng số vận hành đường ống vận chuyển dầu CTP-3 sang FSO-3 Kết cho thấy, với lưu lượng vận chuyển khoảng 6.000 - 10.000m3/ngày đêm nhiệt độ dầu CTP-3 dao động mức 60 - 65oC, dầu sau xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc với định lượng 350ppm có nhiệt độ đơng đặc khoảng 24 - 26oC bơm đến FSO-3 mỏ Rồng tổn hao áp suất toàn tuyến đường ống CTP-3 → PLEM-FSO-3 ổn định mức - 10at, nhiệt độ dầu đến UBN-3 mỏ Rồng cịn khoảng 37 - 42oC Hình độ nhớt dầu trước sau xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc hình ảnh quan sát lắng đọng paraffin đường ống vận chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng Kết Hình cho thấy, xử lý hóa phẩm, độ nhớt dầu mỏ Bạch Hổ giảm nhiều hạn chế lắng đọng paraffin bên đường ống dẫn dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng 3.2 Vận chuyển dầu đường ống từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ Hình Lắng đọng paraffin đường ống dẫn dầu từ Bạch Hổ sang FSO-3 mỏ Rồng (lấy thời gian sửa chữa Plem UBN-3) 46 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 Việc thu gom vận chuyển dầu nội mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng thực mỏ (Hình 1) Dầu khai thác mỏ Bạch Hổ sau xử lý vận chuyển theo đường ống ngầm nội mỏ đến FSO đặt mỏ Bạch Hổ, dầu khai thác mỏ Rồng vận chuyển FSO-3 đặt mỏ Rồng Tuy nhiên, theo định kỳ 2,5 năm lần, FSO phải dừng để kiểm tra định kỳ, sửa chữa nhỏ năm lần phải lên đốc để sửa chữa lớn, nâng cấp Vì vậy, tốn vận chuyển PETROVIETNAM dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng hay ngược lại thường xuyên đặt Vietsovpetro Nếu vận chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng (từ CTP-3 CTP-2 sang FSO-3 mỏ Rồng), lưu lượng dầu lớn, khoảng 8.000 - 10.000m3/ngày đêm, (tương đương vận tốc dòng chảy ống 0,8 - 1,2m/s), nên việc vận chuyển dầu theo tuyến ống khơng gặp khó khăn Thực tế vận hành đường ống CTP-3 → FSO-3 trình bày chứng minh Ban đầu, mỏ Rồng kết nối với mỏ Bạch Hổ tuyến ống RP-3 → RP-1 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 khơng bọc cách nhiệt có tổng chiều dài 52km Tuyến đường ống có hai cấp đường kính 426 x 16mm 325 x 16mm Do có nhiều vấn đề phức tạp liên quan đến lắng đọng paraffin-keo-nhựa vận hành đường ống với lưu lượng thấp giai đoạn 1996 - 2001 nên Vietsovpetro xây dựng tuyến ống thứ hai RP-3 → RP-2 → PLEM (FSO3) → CTP-2 dài 42km Tuyến đường ống bọc cách nhiệt có hai cấp đường kính 325 x 16mm 426 x 16mm Lượng dầu khai thác RP-3 giai đoạn 2003 - 2012 mức 2.000 - 3.500m3/ngày đêm Như vậy, với lưu lượng trên, vận tốc trung bình dòng chất lỏng đoạn ống 426 x 16mm 0,2 - 0,5m/s đoạn ống 325 x 16mm 0,4 - 0,7m/s Với vận tốc này, gặp khó khăn tổn hao nhiệt lớn, thể tích đường ống lớn nên thời gian chuyển động dầu ống tăng lên, tất yếu tố làm gia tăng khả lắng đọng paraffin bên đường ống Bên cạnh đó, nhiệt độ ban đầu dầu mỏ Rồng vào đường ống dao động mức 45 - 55oC, thấp nhiệt độ bắt đầu xuất paraffin dầu (58 - 61oC) khoảng 13 - 15oC Để tăng cường khả vận chuyển dầu theo đường ống có chiều dài lớn từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ, ngồi việc xử lý dầu hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, Vietsovpetro phải sử dụng condensate để pha lỗng làm giảm độ nhớt nhiệt độ đơng đặc dầu Kết Bảng cho thấy, sử dụng condensate với hàm lượng - 10% trộn lẫn với dầu RP-3 mỏ Rồng làm giảm nhiệt độ đơng đặc dầu xử lý hóa phẩm từ 21 - 22oC xuống 18 - 16oC tính linh động dầu tăng lên từ - lần Như vậy, sử dụng condensate hịa trộn với dầu mỏ Rồng để làm tăng tính linh động khả vận chuyển mỏ Bạch Hổ Vietsovpetro thu gom condensate có q trình xử lý khí mỏ Bạch Hổ trạm nén khí giàn cơng nghệ trung tâm giàn nén khí lớn mỏ Bạch Hổ để vận chuyển sang mỏ Rồng theo tuyến ống, tuyến ống lại sử dụng để vận chuyển dầu sau pha trộn với condensate sang mỏ Bạch Hổ Hai tuyến ống hình thành vịng khép kín Vietsovpetro tiến hành sử dụng thử nghiệm hai tuyến ống nói để vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ trường hợp cần thiết 3.3 Vận chuyển dầu mỏ Rồng từ RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống không bọc cách nhiệt RP-3  RP-1  PLEM(FSO-3)  RC-1 BT-7  CTP-2 Tuyến đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → RC-1 → BT-7 → CTP-2 có tổng chiều dài 52km (RP-3 → RP-1 = 18km, RP-1 → RC-1 = 12km, RC-1 → BT-7 → CTP-2 = 22km) Ống có cấp đường kính khác nhau: ØRP-3 → RP-1 = 426 x 16mm, ØRP-1 → RC-1 = 325 x 16mm, ØRC-1 → CTP-2 = 426 x 16mm đoạn ống đứng lên xuống RP-3, RP-1, RC-1, BT-7 CTP-2 Dầu vận chuyển theo đường ống này, condensate từ mỏ Bạch Hổ thu gom vận chuyển đến RP-3 theo tuyến ống bọc cách nhiệt CTP-2 → CTP-3 → RP-1 → RP-3 Việc vận chuyển dầu theo tuyến ống RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → RC-1 → BT-7 → CTP-2 thực nửa đầu năm 2007 năm 2013, FSO3 ngừng vận hành Các thông số làm việc ban đầu đường ống sau: Bảng Tính chất lưu biến hỗn hợp dầu mỏ Rồng RP-3 xử lý hóa phẩm với condensate Nhiệt độ đo, o С 35 30 28 26 24 22 Tđđ, oС Độ nhớt ứng suất trượt dầu mỏ Rồng RP-3 xử lý hóa phẩm hịa tan hàm lượng condensate khác 0% 5% 10% Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo, động, Pа (mPa*s) động (Pа) (mPa*s) động (Pа) (mPa*s) 12 0,01 21 13 6,5 0,03 33 0,01 19,3 7,0 0,08 35 0,04 21,5 0,01 7,6 0,20 46 0,09 27,4 0,035 9,0 0,55 82 0,14 38,6 0,056 15,0 21 - 22 18 16 - 17 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 47 CƠNG NGHỆ - CƠNG TRÌNH DẦU KHÍ FSO -1 Ba Vi Dầu thơ CPP -2 Dầu thô B Т -7 condensate Dầu thô condensate FSO -4 VSP -01 RC -1 (RB) C PP -3 condensate PLEM FSO -3 RP -1 RP -2 Dầu thô condensate condensate RP -3 - Áp suất dầu ống đứng RP-3 dao động mức 12 - 12,5аt, RP-1 khoảng 9,5 - 10at CTP-2 4,5at - Tỷ lệ condensate dầu dao động mức 10% theo thể tích; - Nhiệt độ dầu ống đứng RP-3 55oС; - Nhiệt độ dầu đến RP-1 32oС; - Nhiệt độ dầu đến CTP-2 27oС (tương đương nhiệt độ nước biển vùng cận đáy, xung quanh đường ống); - Nhiệt độ đông đặc dầu với condensate đến CTP-2 dao động mức 15 - 21oС Như vậy, thực tế tổn thất áp suất ban đầu vận chuyển dầu đoạn RP-3 → RP-1 2,5 - 3at đoạn RP-1 → CTP-2 5at Sơ đồ vận chuyển dầu RP-3 theo tuyến ống RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → RC-1 → BT-7 → CTP-2 trình bày Hình thơng số làm việc trình bày Hình 48 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 Tổn hao áp suất ∆ P, at - Lưu lượng chất lỏng đường ống dao động mức 3.200 - 3.500m3/ngày đêm; 40 6400 35 5600 30 4800 25 4000 20 3200 15 2400 10 1600 Tổn hao áp suất Lưu lượng chất lỏng 27/5 1/4 6/4 11/4 16/4 21/4 26/4 1/5 Lưu lượng bơm Q, m 3/ngđ Hình Sơ đồ vận chuyển dầu mỏ Rồng RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM FSO-3 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 800 6/5 11/5 16/5 21/5 26/5 Hình Động thái làm việc đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM FSO-3 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ Phân tích động thái làm việc tuyến đường ống (Hình 6) cho thấy: nhiệt độ đông đặc dầu sau pha với condensate giảm xuống 18oС, tổn hao áp suất vận chuyển dầu RP-3 sang mỏ Bạch Hổ theo thời gian tăng nhanh, đặc biệt đoạn ống cuối RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-2 Sau khoảng 30 ngày vận hành đường ống, tổn hao áp suất vận chuyển dầu đoạn RP-1 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 tăng từ 5at lên 9at (tốc độ tăng áp suất đạt 0,13at/ngày đêm) Áp suất vận chuyển dầu tăng tượng lắng đọng paraffin bên đường ống Kết tính tốn mơ [3] cho thấy tốc độ dịng nhỏ lắng PETROVIETNAM đọng paraffin mềm đường ống vận chuyển dầu từ RP-3 mỏ Rồng lớn Ở đây, vận tốc dòng chảy đường ống đạt 0,2 - 0,5m/s Để dự đoán lượng lắng đọng paraffin mềm tích tụ đoạn ống này, nhiệt thủy lực đường ống tính tốn, với giả thiết bên thành ống có lớp lắng đọng paraffin với chiều dày toàn đoạn ống, kết mơ trình bày Bảng Hình vận hành an toàn đường ống, phải chuyển việc vận chuyển dầu từ đường ống không bọc cách nhiệt sang tuyến đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP2 Kết Bảng cho thấy, tổn hao áp suất khoảng 9at khối lượng lắng đọng paraffin mềm đoạn ống 554m3 Do phải bơm thêm nước biển để tăng vận tốc dịch chuyển dòng chất lỏng đường ống để tẩy rửa lớp lắng đọng Tuy nhiên, kết cho thấy tổn hao áp suất đoạn ống sau bơm rửa nước biển giảm khơng đáng kể (Hình 6), sau tốc độ tăng tổn hao áp suất đạt tới mức 0,35 0,4аt/ngày đêm, đạt đến 14at sau 10 ngày sau bơm rửa, nghĩa lượng lắng đọng ống đạt đến 750 - 800m3 Như vậy, trình bơm rửa nước biển tuyến ống không hiệu mong muốn Để đảm bảo việc khai thác liên tục dầu RP-3 mỏ Rồng Dầu RP-3 vận chuyển theo đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 có tổng chiều dài 41km với cấp đường kính sau: Bảng Dự đoán lắng đọng paraffin mềm ống không bọc cách nhiệt RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-2 Thể tích lớp paraffin (m3) Thể tích ống cịn lại (m3) 4,7 3.529 10 5,2 190 3.339 20 6,4 374 3.155 30 9,0 554 2.975 40 12,0 728 2.801 50 17,1 896 2.633 Chiều dày lắng đọng (mm) Tổn hao áp suất (at) 3.4 Vận chuyển dầu mỏ Rồng từ RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 - Đoạn RP-3 → PLEM(FSO-3), chiều dài 17km, đường kính 325 x 16mm; - Đoạn PLEM(FSO-3) → CTP-3, 4km đầu đường kính 325 x 16mm, 17km đường kính 426 x 16mm; - Đoạn CTP-3 → CTP-2, chiều dài 3km, đường kính 426 x 16mm Việc vận chuyển condensate từ mỏ Bạch Hổ đến RP-3 thực theo tuyến ống không bọc cách nhiệt CTP-2 → BT-7 → RC-1 → PLEM(FSO-3) → RP-1 → RP-3 Sau chuyển dòng, dầu vận chuyển theo đường ống bọc cách nhiệt, thông số làm việc đường ống sau: - Áp suất dầu ống đứng RP-3 10 - 11at CTP-2 4,1 - 4,5at Như vậy, tổn hao áp suất - 6at; - Nhiệt độ dầu RP-3 55 - 57oС CTP-2 27 С; o - Lưu lượng chất lỏng ống 3.500 - 3.700m3/ ngày đêm; - Hàm lượng nước dầu khoảng - 2,5% thể tích; - Nhiệt độ nước biển vùng cận đáy xung quanh đường ống 25 - 28oС; - Tổng lượng condensate đưa sang RP-3 khoảng 250 - 300m3/ngày đêm, condensate ổn định 80 - 130m3/ngày đêm, không ổn định 150 - 175m3/ngày đêm; - Nhiệt độ đông đặc dầu RP-3 lên đến CTP-2 dao động mức 15 - 17oС Hình Lắng đọng paraffin, RP-1 → PLEM(FSO-3) Sơ đồ vận chuyển dầu RP-3 mỏ Rồng theo đường ống bọc cách nhiệt trình bày Hình động thái làm việc đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 trình bày Hình DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 49 CƠNG NGHỆ - CƠNG TRÌNH DẦU KHÍ FSO -1 Ba Vi Dầu thơ C P P -2 condensate BТ-7 Dầu thô condensate FSO -4 VSP -01 RC-1 (RB) C P P-3 PLEM FSO -3 Dầu thô condensate RP -1 RP -2 condensate Dầu thô condensate RP -3 Kết cho thấy rằng: tổn thất áp suất vận chuyển dầu đạt tới 10at, có nghĩa đường ống hình thành lớp lắng đọng dày 30mm lượng lắng đọng paraffin mềm đạt đến 1.070m3 Để tẩy rửa lớp lắng đọng paraffin này, đường ống tẩy rửa cách bơm thêm lượng nước biển nhằm tăng vận tốc dịng chảy ống Hình cho thấy, 50 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 40 8000 36 7300 32 6600 28 5900 24 5200 20 4500 16 3800 12 3100 2400 Tổn hao áp suất Lưu lượng chất lỏng 1700 Работа Р Ра бо ота RP RP-1 P-1 Lưu lượng bơm Q, m3/ngđ Kết cho thấy vận chuyển dầu RP-3 theo tuyến đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 không làm giảm tốc độ lắng đọng paraffin ống Sau khoảng 30 ngày vận hành, tổn thất áp suất vận chuyển dầu đường ống tăng từ - 6at lên đến 10at (tốc độ tăng áp suất khoảng 0,13 - 0,15at/ngày đêm) Nguyên nhân tăng áp suất đường ống đặc thù tính chất lưu biến dầu có lắng đọng paraffin mềm bên ống Kết mơ hình hóa tính tốn tổn thất thủy lực xác định lượng lắng đọng paraffin đường ống dẫn dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 (Bảng 4) Lưu lượng bơm dầu tính tốn mô 3.150m3/ngày đêm Tổn hao áp suất Δ P, at Hình Sơ đồ vận chuyển dầu mỏ Rồng RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM FSO-3 → CTP-2 1000 27- 1- 6- 11- 16- 21- 26- 1- 6- 11- 16- 21- 26- 31- 5- 10- 15- 20- 25- 30- 4T5 T6 T6 T6 T6 T6 T6 T7 T7 T7 T7 T7 T7 T7 T8 T8 T8 T8 T8 T8 T9 Hình Động thái làm việc đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ Bảng Dự đoán lắng đọng paraffin mềm ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 Chiều dày lắng đọng (mm) 10 20 30 Tổn hao áp suất (at) 4,6 4,9 5,4 7,0 9,8 Thể tích lớp paraffin (m3) 193 380 737 1.070 Thể tích ống cịn lại (m3) 3.370 3.170 2.990 2.633 2.300 PETROVIETNAM 520 40 Tổn hao áp suất RP-3 -CTP-2 480 36 440 32 28 360 320 24 Tổng lưu lượng bơm rửa (dầu+nước) 280 20 240 16 200 160 Tổn hao áp suất, at Lưu lượng, m3/giờ 400 12 Lưu lượng nước bơm thêm 120 80 40 Tổng lưu lượng chất lỏng bơm rửa lần Tổng lưu lượng chất lỏng bơm rửa lần Lưu lượng nước bơm rửa lần Lưu lượng nước bơm rửa lần Tổn hao áp suất bơm rửa lần Tổn hao áp suất bơm rửa lần 0 13 17 21 25 29 33 37 41 45 Thời gian bơm rửa, Hình 10 Các thông số bơm rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-2 sau bơm rửa nước biển, áp suất vận chuyển dầu ống đứng RP-3 giảm xuống 11at, tổn hao áp suất đường ống RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP3 → CTP-2 sau bơm rửa trở lại gần giá trị ban đầu Điều chứng tỏ phần lớn lượng paraffin lắng đọng đường ống đẩy Quá trình bơm rửa nước biển vào đường ống vận chuyển dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 mơ tả Hình 10 Hình mô tả thông số hai lần rửa đường ống vận chuyển dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2, lần cách 30 ngày Kết cho thấy, dùng nước biển rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 hiệu hẳn đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-3 → CTP-2 Khi bắt đầu tiến hành bơm nước, áp suất ống đứng RP-3 đạt đến 37at, tổng lưu lượng dầu nước đạt khoảng 200 - 220m3/giờ Sau 24 bơm rửa, lưu lượng dầu nước ống đạt mức 300 - 320m3/giờ, áp suất ống đứng RP-3 lại giảm từ 37at xuống 32at Như vậy, khả tẩy rửa lớp lắng đọng paraffin đường ống bọc cách nhiệt hẳn đường ống khơng bọc cách nhiệt, đường ống khơng bọc cách nhiệt có q nhiều cấp đường kính khác nhiều đoạn ống đứng (8 đoạn), đường ống bọc cách nhiệt đoạn RP-3 → PLEM(FSO-3) đường kính 325mm cịn đoạn sau PLEM(FSO-3) → CTP-3 đường kính 426mm hai đoạn ống đứng Sau rửa nước biển lần thứ 2, tổn thất áp suất vận chuyển dầu ống RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 tăng lên đến 11 - 12at sau ổn định Nguyên nhân lưu lượng dòng dầu đường ống tăng lên đến 4.500m3/ngày đêm Tốc độ dòng chất lỏng đường ống đạt 0,8 - 1m/s, tốc độ tối ưu cho việc tẩy rửa lớp lắng đọng paraffin mềm đường ống dẫn dầu Như vậy, sử dụng đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 thực liên tục trình vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ với việc sử dụng condensate hàm lượng khoảng 7% định kỳ tẩy rửa lắng đọng paraffin cách bơm thêm nước biển vào đường ống Kết luận Dầu khai thác mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Vietsovpetro loại dầu nhiều paraffin, có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao so với nhiệt độ mơi trường bên ngồi Thu gom vận chuyển dầu đường ống ngầm đáy biển gặp nhiều khó khăn vấn đề lắng đọng paraffin Xử lý dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ tách khí hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc làm tăng tính lưu biến dầu, đảm bảo an toàn khả vận chuyển dầu đường ống ngầm biển từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng hạn chế tượng lắng đọng paraffin ống Nhiệt độ xử lý dầu tách khí hóa phẩm đạt hiệu cao nhiệt độ không nhỏ 65oС (lớn nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin khoảng - 10oС) Sử dụng condensate hàm lượng - 10% làm giảm đáng kể nhiệt độ đông đặc độ nhớt dầu RP-3 mỏ Rồng, đảm bảo khả vận chuyển dầu mỏ Rồng DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 51 CƠNG NGHỆ - CƠNG TRÌNH DẦU KHÍ từ RP-3 sang mỏ Bạch Hổ đường ống bọc cách nhiệt Tuy nhiên, vận chuyển dầu nhiều paraffin từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ đường ống bọc cách nhiệt khơng bọc cách nhiệt có vấn đề nghiêm trọng lắng đọng paraffin mềm ống Nguyên nhân do: - Xử lý dầu cách bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc vào dịng hỗn hợp dầu khí giếng đạt hiệu khơng cao xử lý dầu tách khí, thời gian phục hồi cấu trúc dầu nhanh; - Nhiệt độ xử lý dầu giếng từ tất cơng trình khai thác mỏ Rồng thấp nhiều so với nhiệt độ xử lý dầu mỏ Bạch Hổ Sử dụng nước biển có khả tẩy rửa paraffin lắng đọng đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2, phục hồi công suất vận hành đường ống ban đầu tốt nhiều so với đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 Lưu lượng dầu đường ống dẫn dầu không thấp 3.800m3/ngày đêm (vận tốc chất lỏng đường ống khoảng 0,8-1,2m/s) hạn chế lắng đọng paraffin đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 Trong trường hợp ngược lại, lắng đọng paraffin tăng nhanh Tài liệu tham khảo G.P.Van Engelen, C.L.Kaul, B.Vos, H.P.Aranha Study of flow improvers for transportation of Bombay High crude oil through submarine pipelines Journal of Petroleum Technology 1981; 33(12): p 2539 - 2544 Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, V.P.Vygovskoy The problem in transportation of high waxy crude oils through submarine pipeline at JV “Vietsovpetro” oil fields, offshore Vietnam Journal of Canadian Petroleum Technology 2003; 42(6): p.15 - 18 Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Ha Van Bich Complexity and technological solution in gathering, processing and transporting high wax crude oil of the Rong field Petrovietnam Review 2000; 4: p 16 - 21 Nguyen Thuc Khang, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, Albert Akhmadeev Increase of the efficiency and safety of highly paraffin crude oil transportation of Vietsovpetro offshore oilfields Forum Proceeding International Conference, St Petersburg 2007: p 184 - 186 Tong Canh Son, A.G.Akhmadeev, Le Dinh Hoe, S.A.Ivanov Transportation of high paraffinic oil produced in offshore oilfield of JV “Vietsovpetro” Oil Industry, Moscow 2008; 6: p 34 - 36 Experience of high waxy crude transportation through submarine pipeline in "Vietsovpetro" offshore oil fields Tong Canh Son, Le Dinh Hoe Vietsovpetro Summary At present, Vietsovpetro is operating a number of offshore oil fields in Vietnam, namely Bach Ho, Rong, Gau Trang and Tho Trang Crude oil produced from those fields has a wax content ranging between 17-29% by weight, and a high pour point temperature of 29-36oC Wellhead temperature of crude is very low The transportation of crude oil with high wax content through long-distance submarine pipelines built without thermal insulation can cause many serious problems The heat loss due to the sharp temperature gradient between the crude and the environment results in the crystallisation of wax in the crude, with a subsequent wax deposition on the walls of the pipeline, which leads to reduction of the actual pipeline diameter, higher pressure drops, and the formation of gelled interlocking structure of wax crystals in the pipeline, leading to shutdowns This paper will describe the characteristic complexities of Bach Ho and Rong crude oil and some experiences in gathering, processing and transporting high wax crude through submarine pipeline The safe and continuous pipeline operation from Bach Ho to Rong and vice versa plays an important role in the operation of Vietsovpetro’s oil and gas fields and contributes significantly to the achievement of Petrovietnam’s annual production plans Key words: Wax deposition, pour point temperature, viscosity, Bach Ho field 52 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 ... B? ?-6 UBN-4 VSP-01 B? ?-5 CTP-3 B? ?-9 B? ?-4 Chú giải: RC-7 B? ?-1 4 RC-1 RC-3 BТ -7 Dầu Dầu bão hịa khí B? ?-8 BK-17 GTC-1 UBN-3 Chi Linh BK-16 PLEM UBN-3 RP-2 RP-1 RC-6 RP-3 RC-2 RC-5 RC-4 RC-DM Hình... 49 - 120 32,03 - 42,49 14,24 - 34,45 90 - 115 47 - 53 PETROVIETNAM МSP-6 МSP-7 Cá Ngừ Vàng БК -CNV МSP-4 МSP-3 МSP-8 МSP-5 B? ?-1 5 МSP-10 МSP-9 МSP-1 B? ?-3 B? ?-7 МSP-11 CTP-2 B? ?-2 B? ?-1 0 B? ?-1 B? ?-6 ... 1 6- 2 1- 2 6- 1- 6- 1 1- 1 6- 2 1- 2 6- 3 1- 5- 1 0- 1 5- 2 0- 2 5- 3 0- 4T5 T6 T6 T6 T6 T6 T6 T7 T7 T7 T7 T7 T7 T7 T8 T8 T8 T8 T8 T8 T9 Hình Động thái làm việc đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM FSO-3)