Nghiên cứu lựa chọn phương án tuyển ống thu gom dầu khí tối ưu kết nối mỏ hải sư đen hải sư trắng với mỏ tê giác trắng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT LÊ QUỐC TRUNG NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TUYẾN ỐNG TỐI ƯU KẾT NỐI MỎ HẢI SƯ ĐEN –HẢI SƯ TRẮNG VỚI MỎ TÊ GIÁC TRẮNG LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT HÀ NỘI, 2012 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT LÊ QUỐC TRUNG NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TUYẾN ỐNG TỐI ƯU KẾT NỐI MỎ HẢI SƯ ĐEN –HẢI SƯ TRẮNG VỚI MỎ TÊ GIÁC TRẮNG CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT KHOAN, KHAI THÁC VÀ CƠNG NGHỆ DẦU KHÍ MÃ SỐ: 62.53.50 LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS Lê Xuân Lân HÀ NỘI, 2012 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng tơi, số liệu kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực, chưa công bố cơng trình khác Học Viên Lê Quốc Trung CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự – Hanh phúc BÁO CÁO VỀ VIỆC BỔ XUNG, SỬA CHỮA LUẬN VĂN THEO BIÊN BẢN CỦA HỘI ĐỒNG ĐÁNH GIÁ LUẬN VĂN THẠC SĨ Kính gửi: - Trường Đại học Mỏ - Địa Chất - Phòng Đào tạo Sau đại học Họ tên học viên: Lê Quốc Trung Tên đề tài luận văn: “Nghiên cứu lựa chọn phương án tuyến ống thu gom dầu khí tối ưu kết nối mỏ Hải Sư Đen- Hải Sư Trắng với mỏ Tê Giác Trắng” Chuyên nghành: Kỹ thuật khoan, khai thác cơng nghệ dầu khí: Mã số:60.53.50 Người hướng dẫn: PGS.TS Lê Xuân Lân Sau bảo vệ luận văn thạc sĩ, học viên sửa chữa bổ xung luận văn theo Biên Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ Cụ thể sửa chữa bổ sung nội dung sau đây: Lỗi chế bản: Lỗi tả lỗi chế trang sửa chữa Bổ sung mục 4.2 Chương “Lựa chọn phương án tuyến ống kết nối tối ưu mỏ HSD&HST với mỏ TGT” Bổ sung kết luận Học viên bảo lưu nội dung sau luận văn với lý sau: Về nội dung:……………………………., lý bao lưu:………………………… Hà nội, ngày…… tháng…… năm 2012 NGƯỜI HƯỚNG DẪN HỌC VIÊN CAO HỌC Lê Quốc Trung CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG ĐÁNH GIÁ LUẬN VĂN THẠC SĨ MỤC LỤC MỞ ĐẦU 10 CHƯƠNG 1: 13 KHÁI QUÁT VỀ HỆ THỐNG THU GOM TRÊN BIỂN VÀ ĐƯỜNG ỐNG 13 CÔNG NGHỆ 13 1.1 Hệ thống đường ống thu gom dầu khí biển 13 1.2 Phân loại hệ thống công nghệ 19 CHƯƠNG 2: CÁC NHIỆM VỤ KHI XÂY LẮP ĐƯỜNG ỐNG 21 2.1 Khảo sát 21 2.2 Tính tốn cơng nghệ 21 2.2.1 Tính tốn bền 21 2.2.2 Tính toán nhiệt: 24 2.2.3 Nhiệm vụ tính tốn thuỷ lực phương pháp tính: 29 2.2.4 Tính tốn đường ống dẫn pha khí: 30 2.3 Lắp đặt đường ống biển 49 CHƯƠNG 3: VẬN HÀNH ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN CHẤT LƯU KHÁC NHAU 51 3.1 Dầu nhiều parafin 51 3.1.1 Dầu parafin chế kết tinh - lắng đọng 51 3.1.2 Phương pháp vận chuyển dầu nhiều parafin 54 3.1.3 Xử lý lắng đọng parafin 59 3.2 Gom nước dầu ngậm nước 60 3.2.1 Tính chất nước vỉa 60 3.2.2 Lắng đọng muối biện pháp xử lý 61 3.3 Hỗn hợp dầu khí 64 3.4 Bảo vệ chống ăn mòn 66 3.4.1 Cơ chế trình: 66 3.4.2 Các yếu tố chi phối đến trình han rỉ 68 3.4.3 Bảo vệ đường ống chống han rỉ 70 CHƯƠNG 4: LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KỸ THUẬT CÔNG NGHỆ ĐƯỜNG ỐNG NHẰM ĐẢM BẢO VẬN CHUYỂN DẦU TỪ HSD VÀ HST VỀ GIÀN TGT-H1 74 4.1 Sự cần thiết tính tốn đường ống vận chuyển dầu từ HSD & HST TGT-H1 74 4.2 Lựa chọn phương án tuyến ống kết nối tối ưu mỏ HSD&HST với mỏ TGT 75 4.3 Thông số kỹ thuật hệ thống thiết bị bề mặt mỏ HSD, HST TGT 76 4.4 Thành phần, tính chất dầu khí mỏ HSD HST 78 4.5 Các giải pháp kỹ thuật công nghệ đường ống nhằm vận chuyển dầu từ HSD HST giàn TGT-H1 81 4.6 Phương pháp thực nghiên cứu 82 4.6.1 Mơ tính chất chất lưu: 82 4.6.2 Xây dựng mơ hình giếng khai thác: 82 4.6.3 Xây dựng mơ hình tuyến ống kết nối HSD HST với TGT-H1 87 4.7 Kết 90 4.7.1 Tính tốn nhiệt độ đầu giếng giàn HSD HST 90 4.7.2 Tính tốn đường kính ống 100 4.7.3 Tính tốn lớp bọc cách nhiệt 104 4.7.4 Mơ đóng đường ống 108 4.7.5 Tính tốn áp suất khởi động đường ống 113 4.8 Nhận xét 115 KẾT LUẬN 117 TÀI LIỆU THAM KHẢO 119 DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 3-1 Danh sách số mỏ có hàm lượng parafin cao 52 Bảng 3-2: Giá trị điện định mức kim loại 68 Bảng 4.1 Thành phần chất lưu mỏ HSD 78 Bảng 4.2 Tính chất chất lưu mỏ HSD 80 Bảng 4.3 Thành phần chất lưu mỏ HST 80 Bảng 4.4 Tính chất chất lưu mỏ HST 81 Bảng 4.5 Khả dẫn nhiệt vật liệu thành giếng 84 Bảng 4.6 Khả dẫn nhiệt chất lưu 84 Bảng 4.7 Dữ liệu giếng HSD 84 Bảng 4.8 Dữ liệu giếng HST 85 Bảng 4.9 Lưu lượng dầu giếng mỏ HSD 85 Bảng 4.10 Lưu lượng dầu giếng mỏ HST 85 Bảng 4.11 Cấu hình giếng HSD 86 Bảng 4.12 Cấu hình giếng HST 86 Bảng 4.13: Các thông số giả định sử dụng mơ hình đường ống 87 Bảng 4.14 Thông số hệ thống tuyến ống 88 Bảng 4.15 Dữ liệu môi trường mỏ HSD & HST 88 Bảng 4.16 Thông tin độ sâu nước biển 89 Bảng 4.17: Đường kính danh định 89 Bảng 4.18 Giếng HSD X- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 90 Bảng 4.19 Giếng HSD 5X- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 91 Bảng 4.20 Giếng HSD 2P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 92 Bảng 4.21 Giếng HSD 3P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 93 Bảng 4.22 Giếng HSD 4P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 94 Bảng 4.23 Giếng HSD 6P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 95 Bảng 4.24 Giếng HST 1P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 96 Bảng 4.25 Giếng HST 2P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 97 Bảng 4.26 Giếng HST 3P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 97 Bảng 4.27 Giếng HST 4P- Áp suất /nhiệt độ dòng chảy van tiết lưu 98 Bảng 4.28 Nhiệt độ dòng chảy giếng HSD sau van tiết lưu 99 Bảng 4.29 Nhiệt độ dòng chảy giếng HST sau van tiết lưu 100 Bảng 4.30 Kết tính áp suất yêu cầu hai năm 4, với giả định HSD=>HST: 10” HST=> TGT-H1: 16”, U=2,1 W/m2.0C 102 Bảng 4.31 Áp suất yêu cầu đầu giếng giàn HSD HST năm thiết kế 102 Bảng 4.32 Nhiệt độ dòng chảy năm thiết kế theo phương án tuyến ống lựa chọn HSD=>HST: 10” HST=> TGT-H1: 16” U=2,1 W/m2.0C 103 Bảng 4.33 Giá trị EVR lớn đường ống 104 Bảng 4.34 Các năm tính tốn lựa chọn thống số lớp cách nhiệt 105 Bảng 4.35 Nhiệt độ đầu đường ống HSD tới HST theo giá trị cách nhiệt khác 105 Bảng 4.36 Nhiệt độ đầu đường ống HST tới TGT-H1 theo giá trị cách nhiệt khác 106 Bảng 4.37 Giá trị thông số lớp cách nhiệt đường ống 108 Bảng 4.38 Áp suất khởi động đường ống 10” từ HSD tới HST với U =2,1 W/m2 0C 115 Bảng 4.39 Áp suất khởi động đường ống 16” từ HST tới TGT-H1 với U =2,1 W/m2 C 115 DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 1.1: Sơ đồ thu gom hở kín 14 Hình 1.2: Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom kín 15 Hình 1.3: Tuyến ống thu gom hỗn hợp qua địa hình dốc 16 Hình 1.4: Sơ đồ thu gom biển nông, cụm đầu giếng lộ thiên 18 Hình 1.5: Sơ đồ thu gom biển sâu, đầu giếng ngầm 19 Hình 2.1: Sự thay đổi nhiệt độ, độ nhớt theo chiều dài 26 Hình 2.2 Thơng số đường ống 28 Hình 2.3: Sơ đồ đường ống đơn 33 Hình 2.4 Sơ đồ ống dẫn thu (hoặc gom) khí 34 Hình 2.5: Sơ đồ ống nối tiếp 37 Hình 2.6 Hệ thống song song 37 Hình 2.7 Sơ đồ ống có tuyến phân dịng 38 Hình 2.8: Biểu đồ phân chia cấu trúc hỗn hợp 43 Hình 2.9 Các thành phần xà lan dải ống khơi 50 Hình 3.1: Sự phụ thuộc mức độ phân ly H2CO3 vào hàm lượng Ion Hydro, nhiệt độ 25 oC 62 Hình 3.2: Sơ đồ ăn mịn điện hóa 68 Hình 3.3: Sơ đồ nguyên tắc bảo vệ mặt ống protector (a) catot (b) 73 Hình 4.1: Sơ đồ vị trí mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng Tê Giác Trắng 75 Hình 4.2: Sơ đồ hệ thống tuyến ống kết nối dự kiến mỏ HSD&HST mỏ TGT 77 Hình 4.3 Sơ đồ hệ thống thiết bị mỏ TGT 78 Hình 4.4 Mơ hình tính tốn nhiệt độ dịng chảy giếng 83 Hình 4.5 Mơ hình tuyến ống kết nối từ HSD, HST tới TGT-H1 87 Hình 4.6 Sơ đồ nhiệt độ dòng chất lưu giếng HSD 1X năm khác 90 Hình 4.7 Sơ đồ nhiệt độ dịng chất lưu giếng HSD 5X năm khác 91 Hình 4.8 Sơ đồ nhiệt độ dòng chất lưu giếng HST 1P năm khác 96 Hình 4.9 Sản lượng khai thác mỏ HSD 101 Hình 4.10 Sản lượng khai thác mỏ HSD+HST 101 Hình 4.11 Cấu trúc lớp bọc cách nhiệt Polyurethane điển hình 107 Hình 4.12 Giá trị cách nhiệt theo độ dày PU đường ống 10 inch từ HSD tới HST 107 Hình 4.13 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 109 Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 109 Hình 4.15 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 10 110 Hình 4.16 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 15 110 Hình 4.17 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 111 Hình 4.18 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 111 Hình 4.19 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 10 112 Hình 4.20 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 15 112 Hình 4.21 Áp suất khởi động theo thời gian cho đường ống 10 inch HSD->HST 114 Hình 4.22 Áp suất khởi động theo thời gian cho đường ống 16 inch HST->TGT-H1 114 105 lưu lượng dòng chất lưu lớn giá trị xem xét tính tốn từ U=2,1 W/m2.0C, U= 4,0 W/m2.0C Việc lựa chọn thông số lớp bọc cách nhiệt phải đáp ứng năm nhiệt độ dòng chảy đạt giá trị thấp năm có lưu lượng lỏng thấp nhất, hàm lượng nước (WCT) nhỏ Kết tính tốn với trường hợp lựa chọn giá trị cách nhiệt khác trình bày Bảng 4.34 Bảng 4.34 Các năm tính tốn lựa chọn thống số lớp cách nhiệt Năm HSD=>HST HST=>TGT-H1 Hàm lượng nước thấp Hàm lượng nước thấp 20 Lưu lượng lỏng thấp Lưu lượng lỏng thấp  Tính toán lớp cách nhiệt cho đường ống từ HSD tới HST Bảng 4.35 Nhiệt độ đầu đường ống HSD tới HST theo giá trị cách nhiệt khác Giá trị cách nhiệt (U) (W/m2 C) 2,1 Năm 20 20 Nhiệt độ đầu đường ống (0C) 57 56 53 51 Trên sở bảng 4.35 trên, ta thấy giá trị cách nhiệt U=2,1 W/m2.0C lựa chọn cho đường ống từ HSD tới HST đảm bảo giá trị nhiệt độ đầu đường ống nhiệt độ kết tinh Parafin (52 0C) để Parafin không lắng đọng đường ống  Tính tốn lớp cách nhiệt cho đường ống từ HST tới TGT-H1 106 Bảng 4.36 Nhiệt độ đầu đường ống HST tới TGT-H1 theo giá trị cách nhiệt khác Giá trị cách nhiêt (U) (W/m2 0C) HSD=>HST HST=>TGT H1 2,1 2,1 2,1 Năm 20 20 Nhiệt độ đầu đường ống (0C) 70 66 65 62 Trên sở bảng 4.36 trên, ta thấy giá trị cách nhiệt U=4 W/m2.0C đảm bảo lựa chọn cho đường ống từ HST tới TGT-H1 đảm bảo giá trị nhiệt độ đầu đường ống nhiệt độ tạo yêu cầu TGT-H1 60 0C 0C, nhiên để đảm bảo an toàn trường hợp lưu lượng khai thác HSD HST giảm thời gian khởi động đường ống sau khí đóng giá trị U=2,1 nên sử dụng Hiện nay, công nghệ vật liệu cách nhiệt đường ống đạt giá trị cách nhiệt sau:  Giá trị cách nhiệt (U)= 1,0 W/m2 0C Giá trị đạt cấu trúc ống lồng ống  Giá trị cách nhiệt (U)= 2,0 W/m2 0C Giá trị đạt lớp cách nhiệt dạng bọt Polyurethane (PUF) với chiều dày khoảng 25 đến 30 mm  Giá trị cách nhiệt (U)= 4,0 W/m2 0C Giá trị đạt lớp bọc composite 107 50 mm Xi măng bọc gia tải 3,5 mm Lớp bảo vệ bên Ống thép mm Lớp bảo vệ 0,15 Lớp FBE bên 0,35 Lớp keo dính PP Lớp bọt xốp PU cứng bơm vào Hình 4.11 Cấu trúc lớp bọc cách nhiệt Polyurethane điển hình Hình 4.12 Giá trị cách nhiệt theo độ dày PU đường ống 10 inch từ HSD tới HST Trên sở hình 4.12 trên, ta thấy chiều dày lớp Polyurethane cần thiết 26 mm để giá trị U đạt 2,1 W/m2 0C Bảng 4.37 trình bày chi tiết cấu trúc lớp bọc cách nhiệt tham khảo theo thiết kế với U= 2,1 W/m2 0C 108 Bảng 4.37 Giá trị thông số lớp cách nhiệt đường ống Lớp Ống thép Lớp bọc thứ 1: bọc FBE Lớp bọc thứ 2: bọc PUFoam Lớp bọc thứ Thông số Giá trị Đường kính ngồi, mm 10,748inch Độ dày thành ống, inch 0,364 Cấp vật liệu API 5L X65 Độ dẫn nhiệt, W/m2 0C 45 Trọng lượng giêng, kg/m3 7850 Độ dày, inch 0,15 Cấp vật liệu FBE Độ dẫn nhiệt, W/m2 0C 0,300 Trọng lượng giêng, kg/m3 1450 Độ dày, inch 26 Cấp vật liệu PUFoam Độ dẫn nhiệt, W/m2 0C 0,046 Trọng lượng giêng, kg/m3 165 -180 Độ dày, inch Cấp vật liệu HDPE Độ dẫn nhiệt, W/m2 0C 0,450 Trọng lượng giêng, kg/m3 944 Tổng hệ số truyền nhiệt, W/m2 0C 2,1 4.7.4 Mơ đóng đường ống Mơ đóng đường ống thực để xách định thời gian mà nhiệt độ dòng chất lưu thấp nhiệt độ đông đặc dầu Sơ đồ giảm nhiệt độ dòng chất lưu đường ống 10 inch từ HSD tới HST đường ống 16 inch từ HST tới TGT-H1 trình bày hình từ 4.13 tới 4.20 Các kết cho thấy nhiệt độ dòng chất lưu hai đường ống lớn 30°C (nhiệt độ đông đặc dầu HSD 29°C) sau thời gian đóng đường ống 20 tới 24 Ngoài ra, nhiệt độ đường ống HSD-HST HST-TGT H1 nhiệt độ kết tinh Parafin ( 55°C) thời gian sau đóng đường ống Nhiệt độ, °C 109 Chiều dài, Km Hình 4.13 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng Nhiệt độ, °C đường ống khác năm thứ Chiều dài, Km Hình 4.14 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ Nhiệt độ, °C 110 Chiều dài, Km Hình 4.15 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng Nhiệt độ, °C đường ống khác năm thứ 10 Chiều dài, Km Hình 4.16 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HSD->HST theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 15 Nhiệt độ, °C 111 Chiều dài, Km Hình 4.17 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng Nhiệt độ, °C đường ống khác năm thứ Chiều dài, Km Hình 4.18 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ Nhiệt độ, °C 112 Chiều dài, Km Hình 4.19 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng Nhiệt độ, °C đường ống khác năm thứ 10 Chiều dài, Km Hình 4.20 Biểu đồ nhiệt độ đường ống HST->TGT-H1 theo thời gian đóng đường ống khác năm thứ 15 113 4.7.5 Tính tốn áp suất khởi động đường ống Áp suất khởi động đường ống (khơng có bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc) tính tốn cho đường ống 10 inch từ HSD tới HST đường ống 16 inch từ HST tới TGT-H1 Áp suất khởi động tính cho khoảng thời gian đóng đường ống 48 Áp suất khởi động đường ống từ HSD tới HST thông thường khoảng 200 psia tới 400 psia, có áp suất khởi động lớn khoảng 1700 psia Nói chung, áp suất khởi động tăng nhẹ sau 24 Điều chất lỏng đường ống giảm nhiệt độ xuống nhiệt độ đông đặc dầu HSD Đối với đường ống HST-TGT-H1, giá trị áp suất khởi động thấp hơn, nằm khoảng 150 psia tới 350 psia khơng thay đổi nhiều với thời gian đóng đường ống so với đường ống từ HSD tới HST Điều phần ứng suất chảy động tĩnh thấp hỗn hợp chất lưu từ HSD HST, chiều dài đường ống ngắn Áp suất khởi động thời gian cho điểm đường ống tính tốn cách cộng tất độ chênh áp khởi động phía trước điểm đường ống sử dụng giá trị áp suất khởi động tính phần mềm OLGA từ mơ đóng giếng Các biểu đồ áp suất khởi động hàm số thời gian đóng cho đường ống 10 inch từ HSD tới HST, 16 inch từ HST tới TGT-H1 trình bày hình 4.21 4.22 Các kết tính tốn áp suất khởi động tổng hợp bảng 4.38 4.39 bên Áp suất khởi động hàm số áp suất đường ống sau đóng đóng độ chênh áp yêu cầu để cắt nút chất lỏng trình khởi động Trên biểu đồ cho thấy, áp suất giảm theo thời gian suy giảm áp suất đường ống sau đóng chủ yếu chất lưu giảm nhiệt độ, áp suất khởi động tổng dự báo suy giảm Đối với phần đường cong áp suất khởi động tăng, độ chênh áp suất yêu cầu để cắt nút chất lỏng q trình khởi động Khi dịng chất lưu giảm nhiệt độ, ứng suất chảy chất lưu tính toán tăng dẫn tới tăng áp suất khởi động theo thời gian Áp suất khởi động, bar 114 `Thời gian đóng đường ống, Áp suất khởi động, bar Hình 4.21 Áp suất khởi động theo thời gian cho đường ống 10 inch HSD->HST `Thời gian đóng đường ống, Hình 4.22 Áp suất khởi động theo thời gian cho đường ống 16 inch HST>TGT-H1 115 Bảng 4.38 Áp suất khởi động đường ống 10 inch từ HSD tới HST với U =2,1 W/m2 0C Năm Thời gian, 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 Áp suất khởi động (Psia) 10 15 554 523 381 330 420 394 281 256 394 370 265 244 376 354 253 235 364 343 246 230 375 347 249 232 365 61 1106 1202 1354 1430 1613 335 870 1008 1134 1202 1290 1452 251 660 703 726 797 810 889 240 461 513 526 580 598 611 Bảng 4.39 Áp suất khởi động đường ống 16 inch từ HST tới TGT-H1 với U =2,1 W/m2 0C Thời gian, Năm 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 249 227 164 168 245 223 166 170 242 221 166 179 240 219 166 181 Áp suất khởi động (psia) 10 15 339 314 202 195 311 287 184 181 295 272 174 171 283 259 167 165 273 249 163 163 264 241 162 162 258 235 161 162 258 229 162 162 253 231 163 166 Áp suất khởi động đường ống 10 inch từ HSD tới HST 1613 psia sau thời gian đóng đường ống 48 giờ, áp suất khởi động đường ống 16 inch từ HST tới TGT-H1 tăng từ 240 psia (sau đóng 48 giờ) tới 340 psia 4.8 Nhận xét Các kết cho thấy phương án tuyến ống 10 inch từ HSD tới HST 16 inch từ HST tới TGT-H1 tối ưu theo hệ thống thiết bị có tính chất dầu nhiều parafin mỏ HSD HST Nhờ nhiệt độ đầu giếng cao giếng có lưu lượng lớn giúp cho nhiệt độ đầu giếng sau van tiết lưu giàn HSD HST đạt cao gần 90 0C năm đầu khai thác thấp 70 0C năm cuối Các trường hợp lưu lượng dầu thấp từ HSD năm đầu có nhiệt độ đến TGT cao nhiệt độ kết tinh parafin với lớp bọc cách nhiệt lựa chọn U=2,1 W/m2 0C Đây giá trị lớp bọc cách nhiệt công nghiệp áp dụng đường ống 16 inch kết nối từ giàn H4 tới giàn H1 mỏ TGT Cũng với lớp bọc cách nhiệt lựa chọn cách an toàn cho đoạn ống từ HST tới TGT-H1 đảm 116 bảo nhiệt độ dòng chảy tới TGT-H1 cao nhiệt độ yêu cầu 60 0C lưu lượng giảm Như vậy, với việc lựa chọn giải pháp bọc cách nhiệt với lớp bọc tốt khơng cần xem xét lắp thêm thiết bị gia nhiệt giàn Điều làm tăng hiệu kinh tế dự án Tuy nhiên, năm có lưu lượng giảm nhiệt độ dịng chảy thường tiệm cận nhiệt độ kết tinh parafin, khả xảy kết tinh parafin trường hợp xảy Bởi vậy, biện pháp bọc cách nhiệt giải pháp hóa học việc bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ động đặc cần thiết để tăng tính lưu biến dầu vận chuyển tăng độ an toàn vận hành tuyến ống khí đóng đường ống thời gian lâu 117 KẾT LUẬN Phương án tuyến ống tối ưu vận chuyển dầu từ mỏ HSD HST kết nối với mỏ TGT phương án vận chuyển dầu từ mỏ HSD giàn HST trộn lẫn với dầu HST, dịng dầu qua bình tách pha HST để đo lưu lượng dầu khí trước trộn lẫn trở lại vận chuyển giàn TGT –H1 Dầu sau trộn lẫn với dầu từ TGT theo đường ống 10 inch biển tàu FPSO Kết tính tốn áp suất u cầu đầu giếng, nhiệt độ đầu giếng giàn HSD HST cho thấy phương án tuyến ống kết nối hoàn toàn khả thi nhờ áp suất đầu giếng cao HSD (550 psia), HST (450 psia) nhiệt độ đầu giếng cao 95 C năm đầu thấp 70 0C năm cuối khai thác HSD HST, có số giếng hai giàn có nhiệt độ đầu giếng thấp nhiệt độ kết tinh parafin Các thông số tuyến ống kết nối xác định sau: - Đường kính đường ống từ HSD tới HST: 10 inch - Đường kính đường ống từ HST tới TGT-H1: 16 inch - Giá trị cách nhiệt lớp bọc sử dụng cho đường ống U=2,1 W/m2 C - Nhiệt độ dòng chất lưu hai đường ống lớn 30°C (nhiệt độ đông đặc dầu HSD 29°C) sau thời gian đóng đường ống 20 tới 24 - Nhiệt độ đường ống HSD-HST HST-TGT H1 nhiệt độ kết tinh Parafin ( 55°C) thời gian sau đóng đường ống - Áp suất khởi đường ống từ HSD tới HST thơng thường khoảng 200 tới 400 psia, có áp suất khởi động lớn khoảng 1700 psia Nói chung, áp suất khởi động tăng nhẹ sau 24 Điều chất lỏng đường ống giảm nhiệt độ xuống nhiệt độ đông đặc dầu HSD - Đối với đường ống HST-TGT-H1, giá trị áp suất khởi động thấp hơn, nằm khoảng 150 psia tới 350 psia không thay đổi nhiều với thời gian đóng đường ống so với đường ống từ HSD tới HST 118  Những vấn đề tồn tại: Việc đánh giá khả kết nối từ HSD HST tới TGT-H1 cịn chưa tính tốn vấn đề ảnh hưởng nút chất lỏng từ HSD tới HST TGTH1 tới bình tách FPSO Ngồi ra, chiều dày lớp parafin lắng đọng thành ống tần xuất phóng thoi chưa tính tốn nghiên cứu  Đề xuất hướng nghiên cứu Để đánh giá cách tổng thể vấn đề gặp phải kết nối dòng chất lưu từ HSD HST vào mỏ TGT cần phải tiến hành nghiên cứu liên quan tới lắng đọng parafin xảy lưu lượng giảm không dự kiến tần suất phóng thoi Ngồi ra, vấn đề tạo nút, thể tích nút lỏng ảnh kết nối ảnh hưởng tới khả xử lý bình tách tàu FPSO 119 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1) Lê Xuân Lân (2005), Thu gom, xử lý Dầu –Khí – Nước, Giáo trình trường Đại học Mỏ-Địa chất 2) Lê Xuân Lân (1998), Lý thuyết khai thác tài nguyên lỏng khí, Giáo trình trường Đại học Mỏ - Địa chất 3) Lê Xuân Lân (2010), Kỹ thuật mỏ dầu khí, Giáo trình trường Đại học Mỏ Địa chất 4) Kế hoạch phát triển mỏ Tê Giác Trắng (2009) 5) Kế hoạch phát triển mỏ HSD-HST (2011) 6) Michael J Economides (1994), Petroleum Production Systems PTR Prentice Hall 7) Henry Liu (2003), Pipeline Engineering, Lewis Publishers 8) Boyun Gou (2007), Petroleum Production Engineering, Elsevier Science & Technology Books 9) Roy A Parisher (2002), Pipe Drafting and Design, Gulf Professional Publishing ... dự án Do vậy, đề tài ? ?Nghiên cứu lựa chọn phương án tuyến ống thu gom dầu khí tối ưu kết nối mỏ Hải Sư Đen- Hải Sư Trắng với mỏ Tê Giác Trắng? ?? cần thiết có tính cấp bách cao Mục đích nghiên cứu. .. HỌC MỎ ĐỊA CHẤT LÊ QUỐC TRUNG NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TUYẾN ỐNG TỐI ƯU KẾT NỐI MỎ HẢI SƯ ĐEN –HẢI SƯ TRẮNG VỚI MỎ TÊ GIÁC TRẮNG CHUYÊN NGÀNH: KỸ THU? ??T KHOAN, KHAI THÁC VÀ CÔNG NGHỆ DẦU KHÍ... chọn phương án tuyến ống thu gom dầu khí tối ưu kết nối mỏ Hải Sư Đen- Hải Sư Trắng với mỏ Tê Giác Trắng? ?? Chuyên nghành: Kỹ thu? ??t khoan, khai thác cơng nghệ dầu khí: Mã số:60.53.50 Người hướng