Một số công trình của hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm trên mỏ Bạch Hổ đã có thời gian phục vụ trên 35 năm, sau khoảng thời gian trên
thành phần sản phẩm khai thác cũng như số lượng của nó có nhiều đã thay đổi.
Việc khai thác dầu cũng đã thay đổi từ tự phun chuyển dần sang gaslift, hàm lượng nước gia tăng, sản lượng khai thác giảm và nhiệt độ sản phẩm cũng giảm theo, tất cả những điều đó đã dẫn tới việc phần lớn các giải pháp thiết kế ban đầu khi xây dựng các công trình ở thời điểm hiện tại không còn là tối ưu nữa. Ngoài ra, các đường ống cũng như các thiết bị công nghệ cũng đã bị ăn mòn.
Những phức tạp thường gặp trong quá trình vận hành hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm trên mỏ Bạch Hổ như sau:
- Vấn đề xử lý tách nước trên CTP-2.
- Vấn đề xử lý làm sạch nước đồng hành khai thác trên CTP-2 và CTK-3 - Vấn đề thành tạo các lớp lắng đọng paraffin-keo-nhựa bên trong ống khai
thác, trong các thiết bị công nghệ và đường ống.
- Ăn mòn các thiết bị công nghệ và đường ống.
Trong quá trình khai thác mỏ Bạch Hổ, cùng với thời gian số lượng các giếng được chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học, gaslift, ngày càng tăng. Cùng với nó là hàm lượng nước trong sản phẩm khai thác cũng gia tăng theo. Sản phẩm ngậm nước của các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift thường tạo nhũ tương nghịch nước trong dầu bền vững. Khi hàm lượng nước trong sản phẩm giếng gaslift tăng sẽ làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng, và cuối cùng là gia tăng tổn hao áp suất khi vận chuyển.
Ngoài ra, việc áp dụng phương pháp khai thác bằng gaslift ở Bạch Hổ còn làm gia tăng độ tán xạ của pha nước, tạo điều kiện hình thành nhũ có độ ổn định cao. Nếu khi khai thác tự phun, các hạt nước trong nhũ có kích thước khoảng từ 20 đến 100 àkm và phần lớn vào khoảng 60-100 àkm, thỡ khi khai thỏc bằng cơ
học, bơm điện ngầm hay gaslift, độ hạt của nhũ đã gia tăng đáng kể, các hạt nước thường cú kớch thước từ 1 đến 20 àkm, mà phần lớn nằm trong khoảng 1-5 àkm. Biết rằng, độ bền động học của nhũ tương dầu-nước tỉ lệ nghịch với bỡnh phương kích thước hạt. Cho nên, khi chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học mà cụ thể là gaslift, sẽ làm cho độ bền của nhũ thay đổi rất lớn. Xử lý loại nhũ tương dầu-nước này cần phải thực hiện ở nhiệt độ cao hơn, không dưới 65 oC và định lượng hoá phẩm tách nước cũng đòi hỏi cao hơn. Ngoài ra, để nâng cao hiệu quả xử lý, cần phải sử dụng thiết bị tách nước bằng điện trường cao.
Các ví dụ về nhũ tương dầu-nước hình thành trong quá trình khai thác tự phun và gaslift được trình bày trên hình. Còn một vấn đề nữa thường gặp trên mỏ, đặc biệt là trên các MSP vòm bắc mỏ Bạch Hổ, là lưu lượng giếng khai thác bằng phương pháp gaslift thường thấp dẫn đến nhiệt độ sản phẩm khai thác được cũng thấp theo. Hiệu quả tác động của hóa phẩm tách nước được bơm trên MSP khi nhiệt độ sản phẩm thấp cũng sẽ giảm. Điều đó không cho phép thực hiện việc tách nước có hiệu quả bên trong đường ống trong quá trình vận chuyển từ các MSP sang đến CTP. Như vậy, việc tách nước sang dạng nước tự do chỉ được thực hiện phần lớn trên CTP-2 và CTK-3, mà thời gian lưu của nhũ tại đây thì không nhiều, cho nên đã hạn chế khả năng xử lý đạt chất lượng cần thiết. Sau đó dầu với hàm lượng nước còn lại tương đối cao được bơm sang FSO, tại đây với thời gian lắng lâu hơn và nhiệt độ cao hơn nên dầu đã được xử lý đạt đến chất lượng thương phẩm.
FSO-5 Vietsovpetro-02 được lắp đặt tại vị trí vòm bắc mỏ Bạch Hổ gần MSP-6. Về mặt lôgíc, cần phải bơm sản phẩm khai thác trên các MSP vòm bắc
về FSO này. Thế nhưng, một số lần bơm thử nghiệm như vậy đã dẫn tới gián đoạn quá trình công nghệ xử lý dầu trên FSO. Tuy nhiệt độ của dầu trong tank công nghệ đã được nâng lên đến mức cao (56-58 oС) và thời gian lắng rất lớn nhưng hàm lượng nước còn lại trong dầu vẫn còn cao hơn mức cho phép. Như vậy bắt buộc phải bơm sản phẩm vòm bắc đi một khoảng đường dài vòng về CTP-2, CTK-3, và sau khi xử lý lại bơm ngược lại FSO-5. Nguyên nhân của sự việc có thể là do nhũ khai thác có độ ổn định, độ bền rất cao và hóa phẩm tách nước chưa hiệu quả.
Hình2.6. Nhũ tương dầu - nước khai thác bằng phương pháp gaslift(Chấm màu xanh là những hạt nước còn màu trắng là tinh thể parafin).
Trên mỏ Bạch Hổ thường tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng có sử dụng hoá phẩm và một số loại axít. Một mặt, việc xử lý axít cho phép phục hồi khả năng khai thác hoặc độ tiếp nhận của giếng, thế nhưng, sản phẩm phụ thu được trong quá trình xử lý vùng cận đáy giếng thường gây khó khăn cho hệ thống xử lý dầu trên CTP-2. Đã ghi nhận sự hình thành các lớp trung gian trong các bình tách ba pha trên CTP-2, kết quả là chế độ làm việc của thiết bị điều khiển mức bị sai lệch, một lượng nhũ đã theo đường nước đi ra. Kết quả phân tích cho thấy rằng, mẫu sản phẩm của các giếng đã được xử lý vùng cận đáy giếng và mẫu của lớp trung gian trong bình ba pha hay hầm công nghệ đều có chứa các tạp chất hữu cơ với một tỉ lệ lớn hơn nhiều so với bình thường. Trên hình trình bày ảnh hưởng của lớp nhũ trung gian đến việc phân tách hai pha dầu nước.
Hình2.7. Hai pha dầu nước được tách rõ ràng và ảnh hưởng của lớp nhũ tương đến việc phân tách hai pha dầu nước
Phần lớn các hạt tạp chất cơ học trong các mẫu trên sẽ tạo điều kiện thuận lợi hình thành nhũ tương dầu nước bền vững. Nước tách ra từ các mẫu nhũ tương này đều đục và lắng cặn, bao gồm: đất sét, cát, hợp chất của sắt và các muối vô cơ khác.Các tạp chất cơ học có trong dầu khi tiến hành dập giếng hay gọi dòng, các chất hoạt tính bề mặt, một thành phần trong hóa phẩm được sử dụng rộng rãi khi xử lý vùng cận đáy giếng, phần còn lại của đất đá vỉa, dung dịch khoan, barit là nguyên nhân chủ yếu tạo nên các lớp lắng đọng trong đường ống và thiết bị công nghệ. Ví dụ, vào tháng 6 năm 2015 khi khảo sát bình tách bậc 1 trên CTP- 2, hầu như toàn bộ thể tích bên dưới của bình giữa các tấp đục lỗ đã bị lấp đầy các chất cặn.
Hình2.8. Lắng đọng bên trong của bình C 1-3 trên CTP-2
Trên hình 2.9 mô tả sơ đồ làm việc của bình tách C 1-3 trên CTP-2 với các lớp lắng đọng bên trong. Hầu như lớp lắng đọng đã làm cho nửa bên dưới của bình không còn có thể làm việc bình thường được, đó là phần thể tích được tính toán cho các hạt dầu tách ra khỏi nước. Như vậy, đầu ra của bình tách sẽ là dầu có hàm lượng nước cao và nước có hàm lượng dầu hạt cao. [4]
Trong phòng thí nghiệm, mẫu lắng đọng đã được đưa vào máy quay ly tâm, kết quả cho thấy: khoảng 75 % là tạp chất cơ học, 10 % là dầu và 15 % là nước đọng tạp chất cơ học.
Hình2.9. Mô tả hoạt động của bình tách C 1-3 trên CTP-2 khi có lắng.
Trong phòng thí nghiệm, mẫu lắng đọng đã được đưa vào máy quay ly tâm, kết quả cho thấy: khoảng 75 % là tạp chất cơ học, 10 % là dầu và 15 % là nước.
A
Hình2.10. Mẫu lắng đọng trong bình tách C 1-3 trên CTP-2 sau khi quay li tâm và sấy khô.