b/ Cơ chế kết tinh parafin.
1.2.6.2 Phương hướng cải thiện tính lưu biến dầu mỏ Rồng & Bạch Hổ.
Hiện nay tồn tại rất nhiều phương pháp cải thiện tính lưu biến của dầu để vận chuyển, đảm bảo an toàn cho quá trình bơm dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao bằng đường ống. Việc sử dụng dung môi hoặc pha dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao với dầu có độ nhớt thấp không thể thực hiện được vì không có nguồn cung cấp dầu có độ nhớt thấp ở gần hoặc
trong khu vực khai thác.
Sử dụng phương pháp bơm dầu nóng qua đường ống không được bọc cách nhiệt là giải pháp không tối ưu. Hiện nay phương pháp này chỉ áp dụng ở tuyến ống từ CNTT - 2 đến tàu FSO - 3 vì tuyến ống này đã được bọc cách nhiệt.
Một trong những phương pháp cải thiện tính lưu biến dầu có hiệu quả là xử lý nhiệt – hóa phẩm.Cụ thể là đưa giếng dầu có nhiệt độ cao hòa trộn với giếng có nhiệt độ thấp vào trộn lẫn trong bình tách hoặc bình đo, đạt được nhiệt độ 65-700C thì hóa phẩm tác dụng tốt nhất lúc này mới bơm định lượng hoá phẩm vào).
Những nghiên cứu cải thiện tính lưu biến của dầu bằng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đã được tiến hành ở XNLD Vietsovpetro từ năm 1989 cho đến nay đã khẳng định rằng, sự giảm nhiệt độ đông đặc của dầu sau quá trình xử lý chỉ xảy ra khi dầu được gia nhiệt tới một nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin. Đối với dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ kết quả tốt nhất thu nhận được là khi dầu được gia nhiệt tới 65-70oC. Nhưng hiệu ứng của quá trình xử lý nhiệt không ổn định và hiệu quả không cao.
Để tăng cường và ổn định tính lưu biến của dầu sau khi xử lý nhiệt cần phải cải thiện nó bằng cách sử dụng thêm hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. Hiệu ứng của quá trình xử lý bằng hoá phẩm phụ thuộc vào bản chất hoá học của hoá phẩm và của bản thân dầu thô. Điều đó được giải thích bằng tính chọn lọc của dầu và hoá phẩm. Quá trình định lượng hoá phẩm vào dầu khai thác tại các mỏ của XNLD Vietsovpetro được thực hiện ở nhiệt độ 70 - 80oC.
Sử dụng hoá phẩm một cách hợp lý có thể làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu xuống 20oC - 220C.Trong bảng 1.10 trình bày kết quả thí nghiệm xác định nhiệt độ đông đặc của dầu sau khi xử lý bằng hoá phẩm của các hãng khác nhau với định lượng 1000g/ T dầu.
Kết quả thu được chỉ ra rằng, sử dụng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc có thể làm tăng tính chất lưu biến của dầu lên nhiều lần, nó đặc biệt có hiệu quả đối với ứng suất trượt động. Việc sử dụng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để
xử lý dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ sẽ làm giảm áp suất bơm dầu về giàn CNTT - 2 và ngược lại qua đường ống.
Bảng 1.9. Một số hoá phẩm giảm điểm đông đặc của dầu thô ở các nhiệt độ khác nhau.
Mẫu
Nhiệt độ đông đặc của dầu (oC) sau khi xử lý bằng các loại hoá phẩm ở các nhiệt độ (oC)
50 65 75 1 27-28 27-28 26-27 2 27 26 26 3 28 27 25 4 29 28 26 5 28 27 27 6 27 26 24-25 7 27 26 25-27 8 31 28 26 9 28 27 27 10 30 27 26 11 28 27 25-26 12 24-26 23-25 21-23 13 24-25 22-23 19-21 14 29 28 25 15 30 27 26-27 16 26 25 22-23 17 28 24-25 20-22 18 22-24 22-24 21-23 19 31 28 26-27
CHƯƠNG 2