Nghiên cứu, xử lý dầu nhiều paraffin mỏ rồng và bạch hổ bằng phương pháp nhiệt hóa để nâng cao hiệu quả thu gom TT

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT PHAN ĐỨC TUẤN NGHIÊN CỨU XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFFIN MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG BẰNG PHƯƠNG PHÁP NHIỆT - HÓA ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 9520604 TĨM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT Hà Nội – 2021 Cơng trình hồn thành tại: Bộ mơn Khoan - Khai thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất Người hướng dẫn khoa học: PGS TS Trần Đình Kiên TS Nguyễn Thúc Kháng Phản biện 1: TS Tống Cảnh Sơn Phản biện : PGS.TS Nguyễn Xuân Thảo Phản biện 3: PGS.TS Triệu Hùng Trường Luận án bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường họp Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi … … ngày … tháng … năm … Có thể tìm hiểu luận án thư viện: Thư viện Quốc Gia Hà Nội Thư viện Trường Đại học Mỏ - Địa chất MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Đến nay, Vietsovpetro trì sản lượng dầu khai thác mức 3,0 – 4,0 triệu tấn/năm Năm 2020, dự kiến mỏ Lô 09-1 khai thác mức 3,1 triệu Điểm đặc thù tất mỏ Vietsovpetro dầu có hàm lượng paraffin cao, có nhiệt độ đơng đặc cao nhiều so với nhiệt độ môi trường đáy biển, đưa đến khó khăn thách thức việc giải cố xảy cơng tác nghiên cứu gia tăng sản lượng trì hoạt động khai thác dầu khí mỏ ngồi khơi Lơ 09-1 đặc biệt khó khăn chi phí cao Việc nghiên cứu, đưa giải pháp tiết giảm chi phí sản xuất cần thiết cấp bách Vietsovpetro nói riêng Petrovietnam nói chung thời gian Các ứng dụng khoa học công nghệ lựa chọn giải pháp hợp lý, hoàn thiện hiệu khai thác, xử lý vận chuyển dầu khí ngồi khơi mỏ Lơ 09-1 đạt hiệu kinh tế hướng lựa chọn ưu tiên hàng đầu, Vietsovpetro Từ thực tế đó, đề tài: “Nghiên cứu, xử lý dầu nhiều paraffin mỏ Rồng Bạch Hổ phương pháp nhiệt - hóa để nâng cao hiệu thu gom” mang tính cấp thiết thực tiễn cao Mục đích nghiên cứu luận án: Nghiên cứu, phát triển phương pháp hóa - nhiệt xử lý dầu nhiều paraffin việc tận dụng nguồn lượng có sẵn điều kiện khai thác cơng trình biển Vietsovpetro, nhằm tiết giảm chi phí Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Phương pháp xử lý dầu nhiều paraffin nguồn lượng cơng trình biển - Phạm vi nghiên cứu: Dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối khai thác Vietsovpetro thềm lục địa Nam Việt Nam Nội dung nghiên cứu - Tính chất lý hóa lưu biến dầu nhiều paraffin, ảnh hưởng mức độ ngậm nước nhiệt độ đến tính lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ, Rồng Cá Tầm; - Các giải pháp xử lý dầu nhiều paraffin, giải pháp hóa - nhiệt; - Các giải pháp tối ưu hóa xử lý hóa - nhiệt dầu nhiều paraffin điều kiện khai thác giai đoạn cuối mỏ Vietsovpetro Phương pháp nghiên cứu cách tiếp cận - Tổng hợp, tra cứu, đánh giá lựa chọn giải pháp hóa nhiệt đề xử lý dầu thơ mỏ Vietsovpetro; - Thí nghiệm, sử dụng thuật tốn xử lý kết thí nghiệm, thiết lập phương trình tốn học cho thay đổi tính chất lưu biến phụ thuộc vào độ ngậm nước nhiệt độ dầu thô mỏ thuộc Vietsovpetro; - Thống kê, phân tích xử lý kết khảo sát, thành lập mối liên hệ nhiệt độ độ sâu tầng sản phẩm Móng, Oligocen Miocen, thiết lập công thức gradient địa nhiệt tầng sản phẩm Ý nghĩa khoa học thực tiễn - Ý nghĩa khoa học: Giải pháp xử lý dầu phương pháp hóa - nhiệt giải pháp phù hợp mỏ Vietsovpetro; - Xác lập mối quan hệ độ nhớt hỗn hợp dầu nước phụ thuộc tỷ phần nước hỗn hợp nhiệt độ dầu khai thác; - Góp phần làm phong phú phương pháp xử lý dầu nhiều paraffin mỏ Rồng Bạch Hổ việc sử dụng nhiệt lượng Tuabin khí sẵn có ngồi giàn sử dụng địa nhiệt giếng dầu - Ý nghĩa thực tiễn: Đã lựa chọn giải pháp phù hợp cho công tác xử lý dầu nhiều parafin mỏ Rồng Bạch Hổ Điểm luận án - Xác định mối quan hệ độ nhớt hỗn hợp dầu nước khai thác Vietsovpetro với tỷ lệ phần trăm nước hỗn hợp nhiệt độ phương trình tốn học Đưa phương trình cụ thể xác định độ nhớt dầu nước mỏ Cá Tầm - Xác định mối quan hệ động (cơng thức tốn học) gradient địa nhiệt tầng sản phẩm (gồm: Móng, Oligoxen Mioxen mỏ Vietsovpetro) - Lần tận dụng hiệu nguồn lượng sẵn có (địa nhiệt giếng dầu lượng từ ống xả Turbin khí) để xử lý dầu thơ mỏ Bạch Hổ - Bổ sung phương pháp xác hóa thơng số nhiệt độ tầng sản phẩm, ứng dụng phần mền chun dụng tính tốn, cho phép lắp đặt đường ống bơm hóa phẩm vị trí valve bơm hóa phẩm lịng giếng khai thác Bạch Hổ Luận điểm bảo vệ - Luận điểm 1: Giải pháp xử lý nhiệt – hóa cho dầu nhiều paraffin giải pháp phù hợp hiệu giai đoạn thu gom mỏ Vietsovpetro - Luận điểm 2: Độ nhớt hỗn hợp dầu nước khai thác mỏ Vietsovpetro phụ thuộc vào hàm lượng nước nhiệt độ theo phương trình sau: µ = µo* f(W,Т) = µo*((α0 + α1∙Т+ α2∙Т2) ∙W2 + (β0 + β1∙Т + β2∙Т2)∙W + (γ0 + γ1∙Т + γ2∙Т2)) - Luận điểm 3: Lần tận dụng hiệu nguồn lượng sẵn có (địa nhiệt giếng dầu lượng từ ống xả Turbin khí) để xử lý dầu thô mỏ Bạch Hổ Cơ sở tài liệu luận án: Luận án xây dựng sở kết nghiên cứu tác giả trình bày sách chuyển khảo (đồng tác giả) báo đăng tạp chí chuyên ngành nước… 10 Khối lượng cấu trúc luận án: Cấu trúc luận án, gồm: phần mở đầu, chương, kết luận - kiến nghị danh mục tài liệu tham khảo CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ THU GOM, XỬ LÝ VÀ VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN 1.1 Đặc tính lý hóa dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro Tổng hợp kết nghiên cứu đề tài cho thấy, dầu khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối khác Vietsovpetro có đặc tính hóa lý sau: a) Hàm lượng paraffin (20-29% KL), nhiệt độ đông đặc (29-360C) cao, cao khoảng 9-150C so với nhiệt độ thấp nước biển vùng cận đáy (220C) Trong đó, nhiệt độ kết tinh paraffin dầu khai thác mỏ dao động mức 58-610C; b) Đặc tính lý hóa dầu thơ mỏ có khác biệt rõ rệt: dầu mỏ Bạch Hổ có hàm lượng paraffin cao (trung bình 26% KL), tiếp đến dầu mỏ: Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi Gấu Trắng (dao động khoảng 2324% KL) Hàm lượng paraffin dầu thô mỏ Thỏ Trắng (khoảng 20% KL), thấp so với dầu thô mỏ khác Độ nhớt dầu cao nhất, nhận thấy dầu khai thác mỏ Gấu Trắng Nam Rồng-Đồi Mồi; c) Sự khác biệt đặc tính lý hóa khơng thể dầu mỏ khác mà mỏ, giếng thuộc địa tầng khác có chênh lệch đáng kể Dầu tầng Miocen có tính chất khác hẳn so với dầu thuộc tầng Oligocen Móng Chúng có tỉ trọng, độ nhớt, hàm lượng nhựa asphalten cao nhiều hàm lượng paraffin thấp hẳn Kết nghiên cứu cho thấy, tính chất dầu thơ mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối khác có tính chất phức tạp, lắng đọng paraffin cao Ở điểu kiện nhiệt độ lưu lượng đường ống thấp tạo lắng đọng paraffin lớn, tắc đường ống gây nguy dừng khai thác mỏ Từ cho thấy, yêu cầu đảm bảo công nghệ thu gom, xử lý, vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống phù hợp an toàn điều kiện thiết thực Vietsovpetro 1.2 Thu gom xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin giới kinh nghiệm mỏ Vietsovpetro 1.2.1 Tổng quan phương pháp xử lý vận chuyển dầu thô Trên giới, có nhiều phương pháp để vận chuyển dầu paraffin đường ống Căn vào đặc tính lý hóa dầu cần vận chuyển mà người ta lựa chọn phương pháp công nghệ vận chuyển phù hợp Thông thường phương pháp xử lý dầu thô để vận chuyển đường ống, gồm: - Sử dụng dầu có độ nhớt thấp dung mơi để hòa trộn với dầu nhiều paraffin phục vụ vận chuyển đường ống; - Xử lý gia nhiệt (gia nhiệt cho dầu đến nhiệt độ cao nhiệt độ kết tinh paraffin); - Xử lý dầu hoá phẩm chuyên dụng giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) để vận chuyển đường ống; - Vận chuyển dầu với nước (vận chuyển nhũ tương thuận, dầu nước); - Vận chuyển dầu bão hịa khí (ở điều kiện áp suất cao); - Vận chuyển dầu nhờ nút, phân cách; - Bọc ống cách nhiệt đường ống 1.2.2 Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin khơi mỏ giới a) Mỏ dầu khí Minas (Indonesia) Dầu khai thác mỏ Minas, Indonesia dầu có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao Vận chuyển bờ theo đường ống nối từ mỏ khơi vào bờ b) Mỏ dầu Bombay High (Ấn Độ) Dầu khai thác mỏ này, có tính chất lý hóa gần giống với dầu khai thác mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Việt Nam Để đảm bảo vận chuyển an toàn hơn, người ta bọc cách nhiệt đường ống, đặt ngầm chôn sâu đáy biển c) Mỏ dầu Uzen, Mangaslux (Cộng hịa Kazashtan (Liên Xơ cũ)) Để khai thác vận chuyển dầu paraffin xa đường ống, người ta sử dụng phương pháp vận chuyển nước nóng với dầu để đảm bảo suốt dọc chiều dài đường ống Như vậy, tùy theo điều kiện mỏ, giai đoạn mà người ta áp dụng giải pháp công nghệ xử lý dầu khác để vận chuyển đường ống 1.3 Những khó khăn thách thức điều kiện đặc thù mỏ Vietsovpetro xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin - Thách thức tính chất dầu thơ khai thác mỏ Vietsovpetro; - Vấn đề lắng đọng paraffin đường ống vận chuyển dầu nhiều paraffin; - Lắng đọng muối hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu vấn đề tạo nhũ tương dầu nước bền vững; - Đặc thù đường ống dùng để vận chuyển dầu khai thác mỏ Bạch Hồ, Rồng mỏ kết nối; - Vấn đề xung động áp suất hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu; - Nội dung đề tài nhằm tập trung giải hai thách thức nêu 1.4 Các giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin ứng dụng Vietsovpetro - Xử lý dầu gia nhiệt cho dầu đến nhiệt độ cao nhiệt độ kết tinh paraffin; - Xử lý dầu hóa chất hạ điểm đơng (PPD) - Vận chuyển dầu bão hịa khí (vận chuyển dầu sau bình tách khí sơ bộ); - Bơm trộn dầu nhiều paraffin với condensate thu mỏ Kết luận chương Các kết nghiên cứu liên quan đến đề tài, cho thấy: - Hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ Rồng mang tính đặc thù, hình thành phát triển giai đoạn từ 1985 - 2017 Trong đó, bao gồm đường ống khơng bọc cách nhiệt để vận chuyển dầu nhiều paraffin - Nghiên cứu đặc tính lý hóa dầu thơ cho thấy: dầu mỏ Vietsovpetro loại dầu có hàm lượng paraffin, nhiệt độ đơng đặc độ nhớt cao Để vận chuyển dầu này, thiết phải áp dụng biện pháp xử lý để sau xử lý, dầu có nhiệt độ đơng đặc nhỏ nhiệt độ môi trường xung quanh đường ống, đủ để vận chuyển đến nơi lưu trữ; - Có nhiều phương pháp xử lý dầu để vận chuyển đường ống Tuy nhiên, phương pháp phù hợp cho loại dầu giai đoạn cụ thể mà ứng dụng phương pháp khác nhau; - Tại Vietsovpetro sử dụng nhiều giải pháp khác cho thời kỳ điều kiện cụ thể Một giải pháp áp dụng hiệu giải pháp xử lý nhiệt- hóa phẩm; - Mỏ Bạch Hổ Rồng qua thời kỳ khai thác đỉnh Bên cạnh đó, ảnh hưởng điều kiện trị kinh tế, giá dầu giảm mạnh, vậy, việc hồn thiện, tối ưu hóa giải pháp nhiệt hóa phù hợp với hệ thống thu gom sẵn có giai đoạn vấn đề cấp thiết Vietsovpetro CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LẮNG ĐỌNG PARAFFIN, TÍNH CHẤT LƯU BIẾN VÀ CÁC GIẢI PHÁP XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFFIN Ở MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG ĐỂ VẬN CHUYỂN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG 2.1 Nghiên cứu lắng đọng paraffin, chế gây lắng đọng giải pháp xử lý 2.1.1 Lắng đọng paraffin khai thác dầu khí Trong q trình khai thác, dịng dầu chuyển động lên, dọc theo lòng giếng, đến thiết bị bề mặt Quá trình liền với giảm áp suất nhiệt độ, tách pha khí từ hỗn hợp chất lưu Khi xử lý thiết bị bề mặt xảy trình: tách phân đoạn nhẹ, nước đồng hành, (giảm nhiệt độ trao đổi với mơi trường, thay đổi áp suất) Q trình bơm dầu qua đường ống, đến nơi tàng chứa, nhiệt độ chất lưu tiếp tục giảm Sự cân nhiệt động học cân pha trường hợp vừa nêu làm cân trạng thái thành phần chất hỗn hợp, như: độ hòa tan paraffin phân tử lớn Khi nhiệt độ giảm đến mức đó, paraffin bắt đầu kết tinh 2.1.2 Cơ chế gây lắng đọng paraffin Tồn chế thúc đẩy lắng đọng paraffin, chế khuyếch tán phân tử, tán xạ chuyển động trượt tương đối chế chuyển động nhiệt (braonơ) Chuyển động braonơ xảy suốt trình lắng đọng không rõ ràng so sánh với chế khác Do đó, nhà kỹ thuật dầu khí quan tâm đến hai chế: khuếch tán phân tử phân tán chuyển động trượt tương đối 2.2 Nghiên cứu tính lưu biến dầu thơ mỏ Vietsovpetro 2.2.1 Mơ hình chất lỏng nhớt dẻo Bingham Dầu khai thác mỏ Bạch Hổ Rồng dầu nhiều paraffin có độ nhớt nhiệt độ đơng đặc cao, phân biệt theo tính chất hóa lý Ở nhiệt độ cao, chúng chất lỏng Newton, có độ nhớt khơng phụ thuộc vào vận tốc biến dạng Khi nhiệt độ giảm, trình kết tinh paraffin bắt đầu, dầu dần thể tính phiNewton, khơng thể miêu tả đơn độ nhớt mà cịn ứng suất trượt Nghĩa cần có tác dụng ứng lực để phá vỡ cấu trúc tinh thể paraffin dầu Đa phần, đặc biệt tầng móng mỏ Vietsovpetro, dầu khai thác có mơ hình chảy phù hợp mơ hình chất lỏng nhớt - dẻo (mơ hình Bingham) Các đặc trưng tính chất lưu biến dầu nhiều paraffin độ nhớt cao mỏ Bạch Hổ Rồng xác định nhờ thiết bị chuyên dụng Rotovisco RV-20 Các nghiên cứu cho thấy, trạng thái Newton, độ nhớt dầu phụ thuộc nhiệt độ ứng suất trượt biểu diễn hàm số dạng sau: = ∗ Khi nhiệt độ giảm xuống nhiệt độ tới hạn Tc, dầu biểu tính phiNewton Đường cong chảy phạm vi nhiệt độ mô hình chất lỏng nhớt dẻo Bingham = ° + ∗ Ở trạng thái chất lỏng phi Newton, dầu nhiều paraffin có tính chất xúc biến, đặc trưng hệ keo, biểu qua cách xếp tối ưu hố lại tồn cấu trúc theo thời gian Độ bền vững cấu trúc tăng lên đạt đến giới hạn cân Trong trình hình thành cấu trúc, ứng suất trượt tĩnh tăng lên nhiều lần Do đó, trạng thái tĩnh, dầu bị đơng đặc lại đường ống Thời gian cần thiết để đạt đến giới hạn hình thành cấu trúc vững phụ thuộc nhiều vào tính chất hóa lý dầu điều kiện bên ngồi Điểm đặc biệt dầu trạng thái phi Newton cần có ứng suất trượt ban đầu ° để phá vỡ cấu trúc ban đầu đưa dầu vào trạng thái chảy (hoạt động) 2.2.2 Mơ hình chất lỏng nhớt dẻo khơng tuyến tính Bulkley-Herschel Các nghiên cứu lưu biến dầu nhiều paraffin tầng Móng mỏ Bạch Hổ thực trước (giai đoạn 1986-1997), xác định rằng: tích chất chảy dầu mỏ Bạch Hổ Rồng miêu tả mơ hình chất lỏng Bingham Tuy nhiên, số kết gần đây, cho rằng: dầu khai thác phía bắc mỏ Bạch Hổ tầng Oliocen có khác biệt đường cong chảy dầu Oligocen, khu vực phía Bắc mỏ Bạch Hổ Kết cho phép xác định tính lưu biến dầu tầng Oligocen mỏ Bạch Hổ nhiệt độ thấp 370С, mơ hình độ nhớt dẻo khơng tuyến tính, mơ hình Bulkley-Herschel, trình bày dạng sau: = ° + ; ° = ( ); = ( ); = ( ); 2.3 Kết nghiên cứu lưu biến dầu mỏ Bạch Hổ & Rồng giai đoạn khai thác cuối 2.3.1 Các mơ hình tốn học tính lưu biến nhũ tương dầu nước Ở Việt Nam, việc nghiên cứu tính lưu biến dầu thô nghiên cứu nhiều, đặc biệt dầu thô mỏ Bạch Hổ Rồng Tuy nhiên, kết nghiên cứu công bố trước đây, phần lớn dạng pha, Kết nghiên cứu lưu biến nhiều pha (cho hỗn hợp dầu – nước, hỗn hợp dầu - nước – khí) cịn 11 khai thác mỏ Cá Tầm tương đồng dầu khai thác mỏ Rồng Sản phẩm mỏ Cá Tầm, Lô 09-3/12 sau khai thác, vận chuyển đến mỏ Rồng đường ống riêng biệt để xử lý chung Vì vậy, để trì tính thực tế sản phẩm tính xác kết nghiên cứu, tác giả sử dụng mẫu dầu mỏ Cá Tầm thay dầu mỏ Bạch Hổ/Rồng để nghiên cứu làm kết cho luận án Ở giai đoạn nay, hàm lượng nước dầu khai thác mỏ Cá Tầm thấp Việc tạo nhũ tương nhân tạo dầu nước mỏ Cá Tầm thực phòng thí nghiệm Việc tạo nhũ tương dầu nước điều kiện phịng thí nghiệm gần giống với nhũ tương với thực tế mỏ, áp dụng mơ Hình Tính chất lưu biến nhũ tương dầu nước mỏ Cá Tầm, xác định sau: Rót mẫu nhũ tương dầu nước từ bình thủy tinh sang cốc thí nghiệm Trong cốc thí nghiệm thiết lập đầu dị hệ thống MV Viscometer Rotovisco VT-550 nhiệt độ ban đầu Mẫu nhũ tương cần đo độ nhớt động học giữ ổn định khoảng thời gian 15 phút, sau mẫu hạ nhiệt độ thiết bị làm lạnh với tốc độ 0.15oC/phút Độ nhớt động học xác định với vận tốc biến dạng 20s1, thực từ nhiệt độ ban đầu đến nhiệt độ 22oC (tương đương với nhiệt độ thấp nước biển vùng cận đắy, nơi lắp đặt đường ống vận chuyển sản phẩm) 2.4.4 Mơ hình tốn học lưu biến dầu thơ mỏ Cá Tầm Phương trình mơ tả tính lưu biến dầu thơ mỏ Cá Tầm diễn tả dạng phương trình tốn học, phương trình phụ thuộc biến số hàm lượng nước W% nhiệt độ lưu chất ToC: µ = µo f(W, Т) Phương pháp xây dựng mơ hình tốn học dựa sở tổ hợp phương trình thực nghiệm Từ đó, lựa chọn kết gần với kết thu phịng thí nghiệm Các phương trình chọn lọc sử dụng để mơ q trình chuyển động hỗn hợp dầu khí với điều kiện tác động bên cho trước (độ ngập nước, nhiệt độ) Việc để xác lập phương trình, ta xác định phương trình phụ thuộc bên nhiệt độ khơng đổi: µ = f (W) Các liệu để xây dựng phương trình lấy từ kết thực nghiệm, số liệu phịng thí nghiệm Phương trình phụ thuộc biến số hàm lượng nước 12 dầu thơ, vào độ nhớt có dạng tổng quát phương trình bậc - đường cong phụ thuộc (có sai số nhỏ nhất) Từ kết thực tế thu phịng thí nghiệm xác định hệ số (ai) : µ= a0W2 + a1W + a2 Các hệ số phương trình xác định phương pháp xây dựng ma trận điểm thực nghiệm gần với đường cong mô Bước lập bảng thể ma trận điểm để xây dựng đường cong phụ thuộc phương trình nhiệt độ khảo sát 31oC, 35oC, 40oC, 45oC, 50oC, 55oC, 60oC Trên sở số liệu bảng 1, phương trình µ = µo * f (W, Т) xem xét cho khoảng nhiệt độ hàm lượng nước khác nhau:  Trường hợp 1: Khi nhiệt độ dầu dao động 31oC - 40oC, hàm lượng nước nhỏ 20%V: Dựa kết thực nghiệm, khảo sát tất phương trình phần mềm excel để lựa chọn phương trình phù hợp với sai số nhỏ cho phép nhỏ (phương trình bậc hai) Hệ phương trình mơ tả tính lưu biến sau: µ 31oC = 0,0206 W2 +0,1788 W + 78,552 ; R2=0,999 µ 35oC = 0,0278 W2 +0,1569 W + 71,151 ; R2=0,999 (I) µ 40oC = 0,0261 W2 +0,3675 W + 62,385 ; R2=0,999 với R2–hệ số xác Hình – Sự phụ thuộc độ nhớt hỗn hợp dầu thô vào hàm lượng nước điểu kiện, nhiệt độ dao động 31-40oC Sai số phép đo lần thí nghiệm thực phịng thí nghiệm xác định giá trị trung bình tiêu chuẩn εtb, εtb khơng vượt q 5% để đảm bảo độ xác tin cậy kết nhận Bước mô tính tốn hệ số phương trình sử dụng liệu từ hệ phương trình (I) theo trình tự nhiệt độ tăng dần Bảng 13 Bảng – Các hệ số hệ phương trình (I) Dạng phương trình µ = f(W) ToC Hệ số а0 a1 a2 31 0.0206 0.1788 78.552 35 0.0278 0.1569 71.151 40 0.0261 0.3675 62.385 Tính tốn hệ số nhận phương trình bậc 04 phụ thuộc 03 biến số: độ nhớt, độ ngập nước, nhiệt độ: µ = µo f(W, Т) = µo ( (α0 + α1 Т+ α2 Т2) W2 + (β0 + β1 Т + β2 Т2) W + (γ0 + γ1 Т + γ2 Т2)) với αi, βi и γi (i = 0, 1, 2) – hệ số xác định theo bảng 2, µo - độ nhớt môi trường tán xạ nhiệt độ To (31oC) (mPa*s), µ - độ nhớt nhũ tương nhiệt độ T(mPa*s), W – độ ngập nước mẫu phân tích (%), T- nhiệt độ khảo sát (oC) Sự phụ thuộc độ nhớt vào độ ngập nước nhiệt độ 0,0206 = α0 + α1 31 + α2 312 0,0278 = α0 + α1 35 + α2 352 (1) 0,0261 = α0 + α1 40 + α2 402 0,1788 = β0 + β1 31 + β2 312 0,1569 = β0 + β1 35 + β2 352 (2) 0,3675 = β0 + β1 40 + β2 402 78,552 = γ0 + γ1 31 + γ2 312 71,151 = γ0 + γ1 35 + γ2 352 (3) 62,385 = γ0 + γ1 40 + γ2 402 Giải hệ phương trình (1– 3) nhận phương trình sau: α = -0,2931+ 0,0175 Т – 0,00024 Т2 (4) β = 6,0863 – 0,545 Т + 0,0052 Т2 (5) γ = 134,893 – 1,8807 Т + 134,893 Т2 (6) Để xác hóa kết thực nghiệm ta có hệ số Ω= 1/ µo =1/78.5=0,0127 Kết hợp phương trình (4-6) nhận phương trình tổng qt mơ tả tính 14 chất lưu biến dầu thơ mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động 31oC-40oC hàm lượng nước nhỏ 20% sau: µ = µo f(W, Т) = 0,0127 µo ((-0,2931+ 0,0175 Т – 0,00024 Т2) W2 + (6,0863 – 0,3545Т+ 0,0052 Т2) W + (134,893 – 1,8807 Т + 134,893 Т2)) Sai số tối đa cho phép phương trình lưu biến so với phép đo thực tiễn 5.4%  Trường hợp 2: Khi nhiệt độ dầu thô (31-40oC), hàm lượng nước khoảng 20-65%V: Phương trình tổng qt mơ tả tính chất lưu biến dầu thô mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động 31-40oC hàm lượng nước dao động 20-65% sau: µ = µo f(W, Т) = 0,011 µo ((1,3479 – 0,050 Т + 0,00065 Т2) W2 + (-78,760 – 3,313 Т- 0,044 Т2) W + (1182,666 – 47,956 Т + 0,629 Т2)) Sai số tối đa cho phép phương trình lưu biến so với phép đo thực tiễn 6,8%  Trường hợp 3: Khi nhiệt độ dầu thô (45oC-60oC) hàm lượng nước nhỏ 20%V: Phương trình tổng qt mơ tả tính chất lưu biến dầu thô mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động 45-60oC hàm lượng nước nhỏ 20% V sau: µ = µo f(W, Т) = 0,038 µo ((0,4800 – 0,01695 Т + 0,00017 Т2)∙ W2+ (-6,284 +0,288 T- 0,00314 Т2) W + (64,674 – 1,1443 Т + 0,0061 Т2)) Sai số tối đa cho phép phương trình lưu biến so với phép đo thực tiễn 4,8%  Trường hợp 4: Khi nhiệt độ dầu (45oC-60oC) hàm lượng nước dao động 20-65% V: Phương trình tổng qt mơ tả tính chất lưu biến dầu thô mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động 45oC-60oC hàm lượng nước dao động 20-65% V sau: µ = µo f(W, Т) = 0,0177 µo ((0,4800 – 0,01695 Т + 0,00017 Т2) W2 + (-6,284 +0,288 T- 0,00314 Т2) W + (64,674 – 1,1443 Т + 0,0061 Т2)) Sai số tối đa cho phép phương trình lưu biến so với phép đo thực tiễn 8,0% Tổng hợp kết nghiên cứu nhận thấy rằng: - Đưa phương trình lưu biến nhũ tương mỏ Cá Tầm phụ thuộc không hàm lượng nước mà nhiệt độ hỗn hợp; - Từ kết thí nghiệm phương trình lưu biến, nhận thấy hàm lượng hỗn hợp nhỏ 15% V ảnh hưởng pha tán xạ lên tính lưu biến 15 nhũ tương dầu – nước không lớn Ảnh hưởng tăng dần hàm lượng nước vượt 20% V tăng dần tới điểm chuyển pha; - Trên sở kết thí nghiệm phương trình lưu biến tính dầu thơ mỏ Cá Tầm hàm lượng nước nhiệt độ khác nhau, cho phép dự báo sở để thiết kế giải pháp kỹ thuật công nghệ cần thiết trước đưa dầu thô mỏ Cá Tầm vào hệ thống khai thác toàn mỏ 2.5 Các giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin ứng dụng mỏ Bạch Hổ, Vietsovpetro - Xử lý dầu gia nhiệt dùng hóa phẩm Crompic; - Vận chuyển hỗn hợp dầu – khí; - Vận chuyển dầu bão hịa khí thiết bị tách khí sơ bộ; - Xử lý gia nhiệt kết hợp với hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc để vận chuyển dầu mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ; - Vận chuyển dầu pha loãng với condensate Kết luận chương Dầu thô mỏ Bạch Hổ Rồng khai thác từ tầng sản phẩm khác nhau: Móng, Oligoxen, Mioxen chứa hàm lượng paraffin cao, độ nhớt lớn, thách thức cho việc khai thác vận chuyển dầu đường ống khơi: - Dầu Vietsovpetro tùy theo nhiệt độ mà tn thủ theo mơ hình lưu biến: - Ở nhiệt độ t0 > 370C, theo mô hình lưu biến chất lỏng Newton; - Nhiệt độ t0 < 370C theo mơ hình Bingham Bulkley-Herschel - Các nghiên cứu tính lưu biến hỗn hợp pha trước giai đoạn cho thấy, tính lưu biến hỗn hợp dầu nước xấu tỷ phần nước hỗn hợp tăng dần Với hàm lượng nhỏ 10% V, ảnh hưởng nước đến tính lưu biến hỗn hợp dầu nước khơng đáng kể Độ nhớt nhũ tương dầu nước tăng dần đạt giá trị lớn nhất, đến hàm lượng nước đạt 68% V, Đây điểm chuyển pha nhũ tương dầu nước mỏ Bạch Hổ (từ nhũ tương nghịch nước dầu chuyển sang nhũ tương thuận dầu nước; - Tổng hợp phân tích đánh giá giải pháp công nghệ xử lý dầu nhiều paraffin Vietsovpetro qua thời kỳ nhận thấy giải pháp nhiệt hóa áp dụng rộng rãi đặc biệt phù hợp với giai đoạn khai thác cuối mỏ lớn mỏ nhỏ cận biên bắt đầu đưa vào khai thác 16 CHƯƠNG NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFFIN DỂ VẬN CHUYỂN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG Ở CÁC MỎ VIETSOVPETRO VÀ CÁC MỎ KẾT NỐI 3.1 Giải pháp xử lý nhiệt hóa xử lý vận chuyển dầu thơ mỏ Vietsovpetro  Ảnh hưởng xử lý gia nhiệt đến nhiệt độ đông đặc dầu thô Một biện pháp hạ điểm đông dầu thô gia nhiệt cho dầu Dầu gia nhiệt đến nhiệt độ xác định cho giá trị nhiêt độ đông đặc Nhiệt độ đông đặc dầu phụ thuộc nhiều mức độ gia nhiệt ban đầu Nhiệt độ đông đặc dầu thô xác định nhờ phương pháp ASTM D-97 Đối với dầu thô khai thác mỏ Vietsovpetro, nhiêt độ đông đặc dầu phụ thuộc vào mức độ gia nhiêt cho dầu Bảng số kết nhiêt độ động đặc dầu phụ thuộc vào mức độ gia nhiêt cho dầu Bảng Ảnh hưởng nhiệt độ độ hạ điểm đông dầu mỏ Bạch hổ Rồng Dầu gia nhiệt Nhiệt độ đông đặc, 0C đến nhiệt độ Dầu mỏ Bạch Hổ Dầu mỏ Rồng (0C) 50 32,5 26,5 60 31,5 26 70 27 25 80 26,5 19 90 25 17  Ảnh hưởng hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng dặc (PPD) lên tính chất lưu biến dầu mỏ Vietsovpetro Kinh nghiệm cho thấy, phương pháp hiệu việc giảm nhiệt độ đông đặc độ nhớt dầu thơ sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) để xử lý dầu thô Giảm độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu thô làm tăng tính linh động dầu nhiệt độ thấp Tuy nhiên, hiệu làm giảm lắng đọng paraffin trình khai thác vận chuyển đường ống điều kiện nhiệt độ thấp Hình số kết nghiên cứu phịng thí nghiệm tác dụng PPD đến lắng đọng paraffin dầu khai thác mỏ Rồng sau xử lý PPD nhiệt độ 650C 3.2 Nghiên cứu hồn thiện giải pháp nhiệt hóa xử lý dầu thô điều kiện đặc thù Vietsovpetro Trong điều kiện khai thác giai đoạn cuối mỏ Vietsovpetro nay, 17 lưu lượng dầu khai thác giảm, nhiêt độ miệng giếng sản phẩm dao động mức 28-50oC Để xử lý dầu đạt hiệu quả, giảm độ nhớt, nhiệt độ đông đặc hạn chế lắng dọng paraffin, phục vụ khai thác dầu kiệu vận chuyển đường ống an toàn, địi hỏi phải gia nhiệt cho dầu thơ đến nhiệt độ không thấp 65oC (cao nhiệt độ WAT khoảng 5oC) Như vậy, chi phí lớn, cho việc cung cấp nhiệt cho dầu Để tối ưu hóa giải pháp này, nghiên cứu tận dụng nguồn nhiệt lượng sẳn có cơng trình biển khơi mỏ Bạch Hổ Rồng Vietsovpetro Nội dung chương này, tác giả sâu nghiên cứu giải pháp: - Tận dụng nguồn lượng khí thải từ động Tuabin cơng trình biển để gia nhiệt cho dầu; - Tận dụng nguồn nhiệt lượng giếng dầu, lịng đất (địa nhiệt) để xử lý dầu hóa phẩm PPD 3.2.1 Nghiên cứu giải pháp gia nhiệt cho dầu cách tận dụng nguồn lượng từ khí thải Turbin khí giàn cơng nghệ trung tâm Giàn công nghệ trung tâm số (CNTT-2), nhận sản phẩm khai thác đến từ giàn cố đính (MSP) giàn nhẹ (BK), thiết kế tách khí bậc cuối xử lý tách nước đến thương phẩm, sau vận chuyển đến tàu chứa FSO để tàng chứa xuất cho khách hàng Ở giai đoạn cuối q trình khai thác mỏ, ngồi sản lượng suy giảm, nhiệt độ sản phẩm khai thác mỏ có nhiệt độ miệng giếng thấp, mỏ Bạch Hổ không ngoại lê Nhiệt độ sản phẩm giếng từ giàn mỏ Bạch Hổ đến CNTT-2 có nhiệt độ mức 35-45oC, hàm lượng nước sản phẩm 50-70% V Trong đó, nhiệt độ cần thiết để tách nước hiệu hệ thống thiết bị điện trường (EG) lắp đặt giàn CNTT phải mức 60-65oC Theo đề xuất “Sơ đồ công nghệ xây dựng phát triển mỏ Bạch Hổ năm 2008 & 2013, để tách nước hiệu giàn CNTT-2, cần phải lắp đặt hệ thống gia nhiệt giàn CNTT-2 để gia nhiệt cho dầu lên đến 60-65oC Hình 7, sơ đồ nguyên tắc tận dụng nguồn nhiệt từ turbin khí giàn PPD-40000 để gia nhiệt cho dầu thơ gian CNTT-2 18 Hình Sơ đồ hệ thống gia nhiệt cho dầu thô giàn CNTT-2 Các thông số công nghệ hệ thống gia nhiệt làm việc giàn CNTT-2 thể bảng đây: Lưu lượng Nhiệt độ dầu, nước đầu vào T-1 T/24h O Nhiệt độ T-1 C Min Max TB T-1-A 3500 40 52 96 66 T-1-B 3500 40 54 97 67 T-1-B 7000 40 51 95 66 Việc tận dụng nguồn nhiệt từ khí thải turbin khí PPD-4000, cho phép gia nhiệt sản phẩm giếng giàn CNTT-2 lên đến 60-62oC, đảm bảo cho việc tách nước hiệu CNTT-2 bơm đến tàu chứa dầu FSO Vietsovpetro Giải pháp này, mang lại hiệu kinh tế lớn cho Vietsovpetro, đầu tư lắp đặt thêm thiết bị gia nhiệt giàn CNTT-2 mỏ Bạch Hổ 3.2.2 Nghiên cứu phương pháp gia nhiệt sử dụng địa nhiệt giếng dầu 3.2.2.1 Gradient địa nhiệt xác định gradient địa nhiệt thềm lục địa Việt Nam Gradient địa nhiệt giếng khoan nhiệt độ biến đổi theo chiều sâu giếng 100m, ký hiệu G, đơn vị vật lý oC/100m Tham số địa nhiệt xác định nhiệt độ đáy giếng khoan trừ nhiệt độ bề mặt 26-35oC (với vùng nhiệt đới) 10-15oC (với vùng ôn đới) chia cho độ sâu giếng khoan nhân với 100m Các kết nghiên cứu cho thấy gradient nhiệt độ số số bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam trình bày Bảng 19 Bảng Giá trị nhỏ nhất, lớn trung bình gradient nhiệt độ dòng nhiệt bể trầm tích chứa dầu khí thềm lục địa Việt Nam Gradient nhiệt độ (oC/100m) TT Bể trầm tích Nhỏ Lớn Trung bình Sơng Hồng 2,93 4,24 3,59 Nam Côn Sơn 2,6 4,15 3,59 Cửu Long 2,26 3,35 2,28 Gradient nhiệt độ trung bình trái đất từ 2,5 – 3oC/100m Như thềm lục địa Việt Nam gradient nhiệt độ bể Cửu Long tương đương với gradient nhiệt độ trung bình trái đất, bể cịn lại nói cao 3.2.2.2 Gradient địa nhiệt mỏ Bạch Hổ Rồng Mỏ Bạch Hổ Rồng thuộc bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam, độ sâu nước biển vùng mỏ khoảng 50 m Mỏ Bạch Hổ Vietsovpetro khai thác từ năm 1986 Số lượng giếng khai thác mỏ ngày nhiều, công tác đo nhiệt độ giếng thực tiến hành khảo sát để theo dõi cho phép thu thập nhiều số liệu phục vụ công tác nghiên cứu giếng Trên cở sở kết thu nói trên, tác giả tổng hợp nghiên cứu bổ sung để xác định đường gradient địa nhiệt cụ thể cho đối tượng vỉa mỏ Bạch Hổ Rồng Qua đó, đường đặc tính gradient địa nhiệt xác định dựa phương trình đường thẳng: y=ax+b Các thơng số a1, a2, a3, b1, b2, b3, đặc trưng cho gradient địa nhiệt đối tượng khai thác mỏ Bạch Hổ, xác định sau: TMóng =0,0329 * H+0.2736 TOligoxen=0,0225 * H+42,907 TMioxen =0,0217 * H+26,103 Trong đó: H- Chiều sâu tuyệt đối, m Lưu ý rằng, công thức nêu sử dụng cho khoảng độ sâu vỉa sản phẩm nghiên cứu công thức động Tùy theo thời gian phân tích, nhiệt độ thực tế thời điểm phân tích mà thơng số hiệu chỉnh xác cho đối tượng vỉa giếng Các kết phân tích xác định đường gradient nhiệt độ cho đối tượng thể qua hình sau: 20 Hình Sự phụ thuộc nhiệt độ Hình Sự phụ thuộc nhiệt độ vào chiều sâu tầng Móng vào chiều sâu tấng Miocen Hình 10 Sự phụ thuộc nhiệt độ vào chiều sâu tấng Oligocen 3.2.2.3 Phương pháp tận dụng địa nhiệt giải pháp xử lý hóa nhiệt để vận chuyển dầu thô nhiều paraffin đường ống Vietsovpetro Dầu thô khai thác giàn nhẹ (BK) mỏ Bạch Hổ Rồng vận chuyển dạng hỗn hợp dầu khí đường ống đến giàn cố định (MSP) giàn công nghệ trung tâm (CNTT) để xử lý Dầu khai thác giàn loại dầu nhiều parafin, có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao Cho nên, để đảm bảo vận chuyển dầu đường ống ngầm đáy biển từ giàn BK đến MSP CNTT, dầu thơ cần xử lý hóa phẩm PPD Từ kết nghiên cứu tính lưu biến dầu thô khai thác mỏ Bạch Hổ Rồng, cho thấy để xử lý dầu nhiều parafin đạt hiệu dầu thơ phải có nhiệt độ khơng thấp 65oC (T≥65oC) (cao nhiệt độ kết tinh parafin khoảng 5-10oC) Trong Hình 11, trình bày hiệu xử lý dầu mỏ Vietsovpetro phụ thuộc vào nhiệt độ Hình 11 Biểu diễn tương quan nhiệt độ xử lý dầu nhiệt độ đông đặc dầu đạt sau xử lý gia nhiệt 21 Như vậy, hiệu xử lý dầu hóa phẩm làm giảm nhiệt độ đông đặc đạt nhiệt độ dầu T≥ 65oC Cho nên, việc thiết kế lắp đặt đường ống dẫn hóa phẩm xuống giếng vị trí đặt van độ sâu có nhiệt độ T≥65oC cần thiết Cơng tác xác định vị trí đặt van bơm ép thực dựa vào đường Hình 12 Sơ đồ ngun tắc vị trí lắp đặc tính gradient nhiệt độ mỏ đặt ống bơm hóa phẩm  Xác định chiều sâu lắp đặt van bơm hóa phẩm PPD Hiện nay, đa số giếng khai thác Vietsovpetro khai thác gaslift nên vấn đề vận chuyển dầu nhiều parafin gặp khó khăn giảm nhiệt độ dòng dầu dịng khí gaslift Chính vậy, việc xử lý dầu giếng trước sản phẩm giếng vào đường ống thu gom góp phần nâng cao hiệu xử lý dầu để vận chuyển đường ống Cho nên, việc xác định vị trí lắp đặt van hóa phẩm bơm ép cần xem xét tất yếu tố Trên sở kết thu đường gradient địa nhiệt cho tầng sản phẩm cụ thể Nhiệt độ sản phẩm số giếng cụ thể xác hóa đầu vào phần mềm xác định xác vị trí lắp đặt van hóa phẩm, nơi có nhiệt độ T≥65oC Các ứng dụng cụ thể để xác định vị trí lắp đặt van đưa hóa phẩm vào giếng, sau: Giếng A: thuộc mỏ Bạch Hổ, dự kiến khoan đến đô sâu 2926m, khoảng vỉa khai thác là: 2819-2845m, (thuộc đối tượng Miocen dưới) Từ kết phân tích mẫu dầu thu q trình khoan thăm dị cho thấy, nhiệt độ dầu bề mặt thấp (29-45oC) để xử lý dầu hóa phẩm, cần phải lắp đặt đường ống van hóa phẩm cho giếng Việc xác định vị trí đặt van bơm ép dựa vào đường gradient nhiệt độ dịng chất lưu thơng số vỉa, PVT, độ lệch giếng khoan, điểm bơm ép khí lưu lượng khí gaslift đưa vào thơng qua phần mềm ứng dụng Phần mềm ứng dụng dùng để mô chất lưu chế độ ổn định với mục đích mơ hình hóa dịng chảy nhiều pha hệ thống “vỉa - giếng” hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu khí Mơ hình hóa thiết kế giếng thiết bị lòng giếng từ đơn giản đến phức tạp, thiết kế thiết bị khai thác nhân tạo, gaslift bơm điện chìm, tối ưu hóa hệ thống gaslift bơm điện chìm nhằm nâng cao sản lượng khai thác, giảm thiểu lượng khí gaslift 22 lượng cần thiết cho bơm điện chìm, giảm chi phí đến mức tối thiểu Phần tính toán đường gradient nhiệt độ giếng qui trình thiết kế tối ưu khai thác gaslift, bơm điện chìm Sau nhập đầy đủ thơng số cần thiết cho việc xây dựng mơ hình khai thác giếng A, ta tiếp tục phân tích nhiệt độ theo chiều sâu giếng, với lưu lượng giếng dự kiến khai thác 95 m3/ngày Kết thu thể Hình 13 Hình 13 Gradient nhiệt độ giếng A với Q=95m3/ngày Như chiều sâu lắp đặt van bơm hóa phẩm để đưa hóa phẩm PPD vào dòng dầu giếng hiệu độ sâu giếng không nhỏ 1005m (>=1005m) Giếng B: thuộc khu vực trung tâm mỏ Rồng, dự kiến khoan đến độ sâu 2303 m, khoảng vỉa khai thác 2200-2245m, từ đối tượng Miocen Kết phân tích mẫu dầu thơ giếng cho thấy, dầu có hàm lượng parafin cao, nhiệt độ dầu bề mặt thấp, khoảng 30-44oC Cần phải lắp đặt van hóa phẩm để xử lý dầu hóa phẩm PPD Việc xác định vị trí đặt van bơm hóa phẩm dựa vào đường gradient nhiệt độ dòng chất lưu giếng B thông qua phần mềm ứng dụng Kết thu thể Hình 14 Hình 14 Gradient nhiệt độ giếng B với Q=80m3/ngày Như vậy, chiều sâu lắp đặt van van hóa phẩm để bơm ép hóa phẩm PPD để xứ lý dầu giếng B phải không nhỏ 1077m (>=1077m) 23 Kết luận chương - Kết nghiên cứu nhận thấy, khơng có giải pháp chung để xử lý dầu nhiều paraffin cho tất mỏ cho mỏ giàn thời kỳ khai thác Các giải pháp xử lý dầu để khai thác vận chuyển dầu lựa chọn tùy trường hợp cụ thể phụ thuộc vào đặc thù vùng mỏ đó; - Nhiệt độ để xử lý dầu đạt hiệu nhiêt độ dầu không thấp 650C đạt kết tối ưu khí nhiệt độ dầu đạt 80-900C; - Sử dụng nguồn nhiệt có sẵn cơng trình biển mỏ Bạch Hổ để gia nhiệt cho dầu nhiều paraffin mỏ Lô 09-1 giải pháp hữu hiệu mang lại hiệu kinh tế điều kiện Vietsovpetro; - Kết nghiên cứu, xác định mối quan hệ động (các cơng thức để tính tốn) gradient nhiệt cho tầng sản phẩm, bao gồm tầng Miocen, Oligocen Móng mỏ lơ 09-1 Vietsovpetro - Việc xác định đường địa nhiệt tầng sản phẩm giếng khác nhau, cho phép xác hóa nhiệt độ dọc thân giếng vỉa sản phẩm giếng dầu Từ xác định xác vị trí lắp đặt van bơm hóa phẩm PPD độ sâu cần thiết, góp phần nâng cao hiệu xử lý dầu để vận chuyển dầu đường ống, điều đặc biệt xử lý dầu hóa phẩm có hiệu với giếng dầu có nhiệt độ miệng giếng thấp, khai thác gaslift 24 KẾT LUẬN CHUNG - Dầu thô mỏ Bạch Hổ Rồng loại dầu thơ có hàm lượng paraffin, độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao, thách thức lớn khai thác vận chuyển đường ống, đặc biệt với thời kỳ sản lượng suy giảm, lưu lượng nhiệt độ sản phẩm thấp; - Hàm lượng nước dầu tăng, tính lưu biến dầu xấu Tuy nhiên, hàm lượng nước dầu vượt 68% V, độ nhớt dầu lại giảm Như vậy, điểm chuyển pha nhũ tương nước dầu sang dầu nước dầu thô mỏ Bạch Hổ 68% V; - Trên sở nghiên cứu, lần tác giả đưa công thức xác định độ nhớt phụ thuộc nhiệt độ chất lưu, khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng Cá Tầm, sở để cung cấp thông số đầu vào cho công tác thiết kế hốn cải hệ thống cơng nghệ thu gom, xử lý vận chuyển sản phẩm cơng trình/giữa mỏ Lô 09-1 Vietsovpetro; - Kết nghiên cứu cho thấy, tác dụng hiệu PDD xử lý dầu thô mỏ Vietsovpetro điều kiện, nhiệt độ dầu không nhỏ 65 C, đạt kết tối ưu nhiệt độ dầu đạt 80-90 0C; - Sử dụng nguồn nhiệt sẵn có cơng trình biển mỏ Bạch Hổ để nung dầu đến nhiệt độ không thấp 65 0C tận dụng địa nhiệt giếng dầu để xử lý dầu hoá phẩm PPD giải pháp hữu hiệu đạt hiệu điều kiện Vietsovpetro nay; - Kết nghiên cứu, cho phép xác lập mối quan hệ động (các cơng thức để tính tốn) gradient nhiệt cho tầng sản phẩm, bao gồm tầng Miocen, Oligocen Móng mỏ Vietsovpetro Lô 09-1, làm sở để tính tốn, xác định độ sâu giếng dầu, nơi có nhiệt độ khơng thấp 65oC phục vụ công tác thiết kế, lắp đặt đường ống vào giếng xác định vị trí lắp đặt van bơm hóa phẩm PPD; - Kết nghiên cứu luận án không phục vụ công tác thiết kế cho giếng cần sử dụng đường ống bơm hóa phẩm vào giếng mỏ Bạch Hổ Rồng mà cịn có khả áp dụng cho mỏ khác có điều kiện tương tự tập đồn dầu khí Việt Nam DANH MỤC CÁC BÀI BÁO CỦA TÁC GIẢ ĐÃ CÔNG BỐ Phan Đức Tuấn, Cao Tùng Sơn, Trần Văn Thường, Phạm Bá Hiển, Trần Quốc Khởi, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hoài Vũ (2015), “Thách thức giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống khơng bọc cách nhiệt RP1÷UBN3 mỏ Rồng”, Tạp chí Khoa học Công nghệ Việt Nam, (05/2015), tr 42-45 Phan Đức Tuấn, Lê Khánh Huy, Đỗ Dương Phương Thảo, Nguyễn Hoài Vũ, Lê Quang Duyến, Lê Văn Nam (2016), “Đặc tính lý hóa dầu nhiều paraffin khai thác mỏ thuộc LD Việt - Nga Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (54), tr 29-34 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Hoài Vũ, Trần Ngọc Tân, Nguyễn Văn Chung, Phạm Trung Sơn, Lê Văn Nam (2017), “Nghiên cứu hoạt động đường ống vận chuyển dầu nhiều parafin điều kiện phức tạp liên doanh Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (58-4), tr 96-102 Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Đình Kiên NNK, “Nghiên cứu tính chất lưu biến nhũ tương dầu – nước mỏ Cá Tầm”, Tạp chí Dầu khí số 3/2019, tr 26-31 tr Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Đình Kiên, NNK “Ứng dụng địa nhiệt giải pháp xử lý hóa nhiệt để vận chuyển dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng, Bể Cửu Long”, Tạp chí Dầu khí số 5/2018, tr 29-34 Phan Đức Tuấn, Phùng Đình Thực, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh, Akhmadeev A G., Nguyễn Hoài Vũ (2016), “Một số kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro mỏ kết nối, Báo cáo khoa học Hội nghị Khoa học Kỷ niệm 35 năm ngày thành lập Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro 30 năm khai thác dầu đầu tiên, tập II, tr 68-77 Phan Đức Tuấn, Từ Thành Nghĩa, Trần Văn Vĩnh, Phạm Bá Hiển, Trần Văn Thường, Tống Cảnh Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Thúc Kháng (2015), “Vietsovpetro: Phát triển giải pháp công nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều paraffin”, Tạp chí Khoa học Cơng nghệ Việt Nam, (4/2015), tr 28-31 Phan Đức Tuấn, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Thúc Kháng (2017), “Nghiên cứu tính chất lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng để vận chuyển đường ống ngầm ngồi khơi”, Tạp chí Dầu Khí, (01/2017), tr 24-32 Phan Đức Tuấn, Trần Văn Vĩnh, Nguyễn Thúc Kháng, NNK, Nghiên cứu tận dụng nhiệt từ hệ thống khí xả tuabin khí phát điện giàn bơm ép vỉa PPD40.000 để gia nhiệt dầu thơ giàn CNTT-2, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất số 60, tr 65 – 70 10 Phan Đuc Tuan and others, Transportation of high pour point waxy crude oils at low ambient temperature and low flow rate, «White Bear» oil filed (Socialist Republic of Vietnam), Problems of gathering, Treatment and Transportation of oil and oil Products - Institute of Energy Resources Transportation, pp 99 -109; 11 Phan Đuc Tuan and others, “Study of optimization of high paraffinic crude oil transportation through uninsulated pipeline RP-1 → UBN-3” 2nd Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp 217-225; 12 Phan Đuc Tuan and others, “Experience of assessment on oil&gas transportation pipeline by using simulation tools at joint venture Vietsovpetro” 2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp 211-216 ... nhiều paraffin mỏ Rồng Bạch Hổ phương pháp nhiệt - hóa để nâng cao hiệu thu gom? ?? mang tính cấp thiết thực tiễn cao Mục đích nghiên cứu luận án: Nghiên cứu, phát triển phương pháp hóa - nhiệt xử lý. .. trình bày hiệu xử lý dầu mỏ Vietsovpetro phụ thu? ??c vào nhiệt độ Hình 11 Biểu diễn tương quan nhiệt độ xử lý dầu nhiệt độ đông đặc dầu đạt sau xử lý gia nhiệt 21 Như vậy, hiệu xử lý dầu hóa phẩm... QUAN VỀ THU GOM, XỬ LÝ VÀ VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN 1.1 Đặc tính lý hóa dầu nhiều paraffin mỏ Vietsovpetro Tổng hợp kết nghiên cứu đề tài cho thấy, dầu khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng mỏ kết nối