Đồ án tốt nghiệp nghiên cứu các phương pháp phá nhò để nâng cao hiệu quả xử lý nhò tương nghịch và sơ đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầu ở bến chí linh

Ethan Frome ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP Lê Văn Tuấn K39 Lời nói đầu Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát triển ở nước ta, song đã chiếm một vị trí quan trọng trong nền kinh tế quốc dân T[.]

Lời nói đầu Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát triển

ở nước ta, song đã chiếm một vị trí quan trọng trong nền kinh tế quốc dân Trong năm 1996, ngành dầu khí Việt Nam đã sản xuất được hơn 7 triệu tấn dầu thô thì năm 1997 đã sản xuất được hơn 10 triệu tấn tức là tăng khoảng 14%, ngang tầm với các ngành khác Theo kết quả thăm dò, nghiên cứu nhiều năm của các nhà địa chất trong nước và nước ngoài đã khẳng định rằng lòng đất Việt Nam, kể cả thềm lục địa và các vùng trên đất liền có chứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn Hàng loạt các phát hiện thương mại nối tiếp nhau được công bố đã chứng minh điều đó và đã lôi kéo các Công ty nước ngoài đầu

tư vào Việt Nam Công nghiệp dầu khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tương lai Thực tế đó, đã đặt ra cho đội ngò những người làm công tác kỹ thuật và các nhà sản xuất hàng loạt các vấn đề hoàn thiện công nghệ khai thác xử

lý và vận chuyển dầu khí, tiến tới khai thác sử dụng hợp lý, có hiệu quả nhất nguồn tài nguyên quý giá của đất nước.

Dầu mỏ đang được khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giê đưa lên khỏi lòng đất cũng chứa một lượng nước vỉa dưới dạng nhò Lượng nước này càng tăng lên khi áp dụng các phương pháp thứ cấp, tam cấp, bơm Ðp nước

có phụ gia hoá phẩm để tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ Quá trình xử lý nước tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu được để đảm bảo cho chất lượng dầu thô xuất khẩu và trong tương lai đảm bảo cho chất lượng nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu.

Để thực hiện nhiệm vụ này người ta tiến hành thu gom dòng sản phẩm

và bình chứa kết hợp với xử lý sơ bộ nhằm tách khí áp suất cao và tách bớt phần nước cũng như tạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm Công đoạn này được thực hiện trên các giàn cố định (MSP) Sau đó là công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đưa dầu đã xử lý thô từ các giàn về các trạm rót dầu không bến, kết hợp với việc xử lý triệt để, nhằm đạt dầu chất lượng thương phẩm.

Nói chung công đoạn cuối cùng này rất phức tạp nhưng nó quyết định đến giá trị tấn dầu Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Nghiên cứu các phương pháp phá nhò để nâng cao hiệu quả xử lý nhò tương nghịch và sơ đồ công nghiệp,

xử lý dầu trên trạm rót dầu ở bến Chí Linh đã tổng hợp một số kết quả nghiên cứu, ứng dụng đang tiến hành trong việc xử lý dầu khí Với sự giúp đỡ và hướng

dẫn của PGS - PTS Hoàng Dung cùng toàn thể các cán bộ của phòng thu gom vận chuyển và xử lý dầu khí của viện NCKH - TK dầu khí biển Bản đồ án đã được hoàn thành kịp thời và đúng quy định.

Kết cấu đồ án gồm:

Phần I - Tổng quan Mỏ dầu Vietsovpetro.

Phần II - Thành phần tính chất dầu thô Mỏ VSP

Phần III - Các lý thuyết về nhò tương.

Phần IV - Các phương pháp tách nước nhò tương W/O và công nghệ xử

lý nhò tương trên trạm rót dầu không bến “Chí Linh”.

Phần V - Kết luận.

Đồ án liên quan nhiều đến thực tế, bên cạnh đó lại là lần đầu tiên tiếp xúc với việc làm khoa học, nghiên cứu và xử lý tài liệu, hơn nữa trình độ và điều kiện có hạn nên cuốn đồ án này, không tránh khỏi những sai sót.Tác giả rất mong sẽ nhận được nhiều ý kiến quí báu của các thầy cô giáo cũng các độc giả và các bạn đồng nghiệp để đồ án này được hoàn chỉnh hơn.

Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực tiếp hướng dẫn, các thầy cô khoa Dầu khí trường Đại học Mỏ địa chất và các cán

bộ Phòng khai thác vận chuyển viện NCKH- TK dầu khí biển xí nghiệp liên doanh VSP đã tận tình giúp đỡ đào tạo mọi điều kiện cho tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp này.

Phần I Tổng quan mỏ dầu Vietsopetro.

II Điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ.

Mùa mưa bắt đầu từ tháng 6  tháng 9, chủ yếu có gió Tây Nam Nhiệt độtrung bình từ 25  300C, nhiệt độ ban ngày và ban đêm lệch nhau lớn

Ngoài ra còn có mùa chuyển tiếp từ tháng 4  tháng 5 do xảy ra các hiệntượng di chuyển các luồng khí lạnh từ phương Bắc xuống nên độ Èm không khítăng lên, lượng mưa không lớn, nhiệt độ trung bình 25  300C về thời tiết biểntương đối ôn hoà, thỉnh thoảng có bão Bão thường gặp từ tháng 6  tháng 10.Trung bình 10 trận trong một năm Do có hiện tượng gió mùa nên thời kỳ này sóngbiển tương đối cao, khoảng 10m

2 Giao thông vận tải.

Thành phè Vũng Tàu là nơi bố trí trụ sở hành chính của Xí nghiệp liên doanhdầu khí Vietsovpetro (VSP) Đây là nơi trung tâm du lịch lớn được nối với thành phố

Hồ Chí Minh bằng quốc lé 51, dải nhựa, dài 125 km và đường thuỷ dài 80 km Sân bayVũng Tàu có thể tiếp nhận loại máy bay AN - 24; AN - 26; trực thăng loại M1 - 8

3 Dân cư.

Thành phè Vũng Tàu có trên 4 vạn dân, trong đó 1/3 là dân bản xứ chủ yếusống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác, còn lại là dân Bắc di cư vào Vớinguồn nhân lực này thực sự là một lực lượng hùng hậu đáp ứng một cách đầy đủcho quá trình xây dựng các công trình dầu khí

Chương II Lịch sử phát triển khu mỏ và tiềm năng của mỏ.

I - Lịch sử thăm dò, khai thác.

Bồn trũng Cửu Long được các nhà địa chất quan tâm từ trước ngày miềnNam hoàn toàn giải phóng Tính đến nay việc nghiên cứu bồn trũng Cửu Long nóichung, mỏ Bạch Hổ nói riêng trải qua các giai đoạn sau:

1 Giai đoạn trước 1975.

Công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trước ngày Miền Nam giải phóngđược tiến hành bởi các Công ty dầu khí Tư Bản Kết quả cho thấy rằng có khả năngtìm thấy dầu khí trong tầng Kainozoi ở thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và

mỏ Bạch Hổ nói riêng Mỏ dầu khí Bạch Hổ được công ty Mobil của Mỹ phát hiệnbằng các tài liệu địa chấn cho đến 1974 thì công ty này và một số công ty tư bảnkhác tiến hành khoan

Công ty PECTEN khoan giếng hồng 1 X, dừa 1X, dừa 2X và mía 1X, công

ty Mobil khoan giếng Bạch Hổ 1X Trong các giếng khoan trên đã tìm thấy dầu khí

3 Giai đoạn 1980 - nay:

Xí nghiệp liên doanh “ Vietsovpetro” được thành lập vào 19/6/1981 Sự kiệnnày đánh dấu bước phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khíViệt Nam, Nhà nước Việt Nam giao cho xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” nhiệm

vụ “ Nhanh chóng tìm ra dầu mỏ khí đốt, đưa vào khai thác sớm phục vụ cho nềnkinh tế quốc dân Xây dựng cơ sở vật chất kỹ thuật, đào tạo đội ngò cán bộ quản lý,khoa học kỹ thuật, chuyên môn nghiệp vụ và công nhân lành nghề cho ngành dầukhí xây dựng và phát triển ngành dịch vụ dầu khí tại Việt Nam Chỉ 2,5 năm xínghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn phát hiện tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/6/1986

tấn dầu đầu tiên được khai thác tại mỏ này, đó cũng là tấn dầu thô đầu tiên trên thềmlục địa tại Việt Nam Ngoài mỏ Bạch Hổ xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” cònphát hiện ra mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng Hai mỏ này hiện nay cũng đưa vào khai thác.

Năm 1988, một sự kiện có ý nghĩa đặc biệt đối với mức tăng trưởng mạnhsản lượng khai thác dầu khí của Vietsorpetro đó là lần đầu tiên tại Việt Nam pháthiện tầng dầu có sản lượng cao(xấp xỉ 1000 tấn/ngày /giếng) trong mãng granit nứt

nẻ Nhờ vậy, nhịp độ khai thác dầu giai đoạn 91 - 95 tăng từ 8000 lên 19000- 20000tấn/ngày Việc tiến hành khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ dùa trên cơ sở bản thiết kếkhai thác thử công nghiệp mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Việt Nam của viện nghiên cứudầu khí Xahalin Theo tài liệu thiết kế này hệ thống khai thác mỏ là hệ thống 7điểm với khoảng cách giữa các giếng là 600 x 600 m Đồng thời xét đến việc cầnthiết phải xâydựng thêm 2 giàn cố định cho vòm Nam sau đó bản thiết kế này đượcHội đồng “Vietsovpetro” đề nghị thay mạng lưới 600 x 600 m thành mạng lưới 400

Đối tượng I: Tầng 23 Mioxen hạ

Đối tượng II: Tầng VI, VII của Oligoxen hạ

Đối tượng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạ

Đối tượng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thượng

Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đãvạch ra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lưới 3 hàng khối theo kích thước 400 x

400 m Khai thác các đối tượng I, II, III riêng biệt Thực hiện bơm Ðp nước ở đốitượng I, còn đối tượng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau

Năm 1988 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thành lập : “Sơ đồ công nghệkhai thác mỏ Bạch Hổ” Trong đó mỏ được phân ra 4 đối tượng khai thác:

+ Đối tượng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ

+ Đối tượng II: Tầng VI, VII, VIII của Oligoxen hạ

+ Đối tượng III: Tầng IX, X của Oligoxen hạ

+ Đối tượng IV: Tầng quay trở lại bao gồm tầng cát của Oligoxen thượngPhân bố giếng là 3 hàng 600 x 600 cho tầng Oligoxen hạ một hàng khối, 400

x 400 m cho tầng Mioxen hạ Quỹ giếng đề nghị là 347 giếng trong đó có số lượnggiàn khoan khai thác, số lượng giàn là 13 Do đó số lượng giàn quá cao làm ảnh

hưởng đến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này khôngđược chấp nhận.

Đến ngày 1/10/1991 sau khi tính toán lại trữ lượng các tầng lập ra dự án chobốn đối tượng và chọn ra dự án phân bố giếng khoan tối ưu I Bốn đối tượng khaithác là:

+ Đối tượng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ

+ Đối tượng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ

+ Đối tượng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ

+ Đối tượng IV: Tầng móng

Đến nay Vietsovpetro đã khai thác đạt 50 triệu tấn Dự kiến giai đoạn 1996

2000 sẽ đạt 49 triệu tấn, kế hoạch năm 1996 2000 là giai đoạn trực tiếp tục nângcao sản lượng dầu mỏ Bạch Hổ khai thác mỏ Rồng ở mức độ công nghiệp, hoànthiện hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển khí đồng hành vào bờ tiến hành bằng

bộ 3 công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí và tận thăm dò nhằm bảo đảm gia tăng trữlượng theo yêu cầu phát triển mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

II Tiềm năng vùng mỏ:

Có thể nói tầng dầu khí ở mỏ Bạch Hổ được sinh thành chủ yếu ở tầngOligoxen Vì đá mệ Oligoxen giàu vật chất hữu cơ và đã bước vào giai đoạn tạodầu.Còn tầng Mioxen hạ thì đá mẹ với hàm lượng vật chất hữu cơ trung bình vàchưa bước vào giai đoạn tạo dầu vì thế vai trò cung cấp dầu cho các tầng chứa trongsản phẩm Mioxen hạ không lớn Riêng ở đá móng theo thuyết hữu cơ thì nó chỉchứa dầu ở những đứt gẫy lớn và hang hốc của đá, do dầu di chuyển của các tầngsinh Oligoxen và Mioxen theo đứt gẫy kiến tạo xuống chứ nó không sinh ra dầu vàkhả năng dòng dầu chứa trong móng có trữ lượng dầu rất lớn ( xấp xỉ 1000 tấn/ngày/giếng) Mặt khác trữ lượng dầu chủ yếu tập trung ở tầng còn lại (22,24Mioxen hạ, tầng I- V Oligoxen thượng) được xác định bằng những giếng khoanriêng biệt Việc khai thác hết trữ lượng tầng 24 và 22 có thể thực hiện cùng với tầng

23, tầng I- V Oligoxen hạ và móng

Tầng 23 bao gồm bởi cát , bét kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích, ởmột vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tính dị dưỡng, các thân dầu dạngvỉa, vòm có ranh giới dầu - nước nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độchứa dầu là đứt gẫy kiến tạo và màng chắn thạch học Đã phát hiện tất cả sáu thândầu riêng biệt Trong đó có 3 vòm Bắc, 2 vòm trung tâm và I ở vòm Nam

Mỏ có 5 tầng sản phẩm (VI-X theo cách đặt tên của mỏ) được phân ra trongtrầm tích Oligoxen hạ chúng chứa cùng một thân dầu dạng khối - vỉa Đá chứa chỉ có

phạm vi ở vòm Bắc còng nh sường Đông vòm trung tâm vòm Nam riêng ở vòmtrung tâm còng nh cánh Tây của vòm Bắc không có trầm tích Oligoxen hạ Ngoài ra ởphần nghiêng xoay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính dị dưỡng kém.

Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu và cho dòng dầukhông lớn Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu công nghiệp, sau khithực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng Rõ ràng ở đây cần

áp dụng phương pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chấthoà tan ngăn chặn việc xâm nhập đang dịch vào vỉa lúc mở vỉa

Hình 1 - Vị trí của mỏ Bạch Hổ trên Bình Đồ cấu trúc khu vực

III Sơ lược địa chất vùng mỏ.

Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda,thềm lớn nhất trong số các bồn ven phía Tây nam Thái Bình Dương Sự hình thànhcấu trúc hiện tại của Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Vifơ, bắt đầu từ giaiđoạn Kreta muộn Sự mở rộng phụ bồn Tây Nam trong đó có thềm lục địa ViệtNam xảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn)

Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùngtạo địa hào Vifơ Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn Tốc độ sụtlún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặctrưng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn Nằm xen kẽvới các đối năng có móng nền Kainozoi

Hoạt động mác ma chính trong thời kỳ Kainozo muộn có tác động nhất địnhđến kiến trúc cấu tạo chung của thềm lục địa Nam Việt Nam Chỉ riêng phần TâyBắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạttới 1 triệu km3 với độ dày không lớn lắm Khác với bồn trũng khác trong thềmSunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sườn địa khối ổnđịnh (Inđonesia) bán đảo Đông Dương Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức

hệ trầm tích lục nguyên có nguồn gốc châu thổ và có tuổi từ Lioxen đến hiện đại, bềdày cực đại 7 km Tổng thể tích bồn trũng này là 150.000 km3

Từ năm 1967, cấu trúc địa chất của bồn trũng Cửu Long được tăng cườngnghiên cứu bằng các phương pháp địa vật lý Sau giải phóng miền Nam vào năm

1979, Liên đoàn địa chất biển Liên Xô (cũ) đã thực hiện 29 nghìn km tuyến bằngphương pháp điểm xạ, phương pháp sâu chung Mật độ các mạng địa chấn trongphạm vi của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro là 1,2 km tuyến trên 1 km

Trên cơ sở thăm dò địa chấn, kết hợp với kết quả khoan sâu trên 6 đới nângtrong phạm vi của bồn trũng Cửu Long đã phân tích được thành phần kiến tạo bậc 2

có phương Đông Bắc Đó là đới nâng trung tâm bậc 3: Đồng Nai, Tam Đảo Và cócác Munđa (hố sụt) Định An, Trung tâm Nam Cửu Long cũng như đới nghiêng TràTân có cấu tạo bồi bậc 2 lại bị chia bởi một loạt các đới nâng bậc 3 Chúng là cấu

tạo không đối xứng, bị phân cách bởi các đứt gãy thuận Cấu tạo mỏ Bạch Hổ thuộcđới nâng Trung tâm Ngoài cấu tạo này, trong bồn trũng Cửu Long còn phát hiện ra

22 đới nâng khác có triển vọng dầu khí

Chương III Đặc điểm và tính chất tầng chứa dầu

I Đặc điểm chung

Má Bạch Hổ gồm nhiều vỉa, trong các tầng chứa dầu phát hiện trong líptrầm tích Mioxen hạ là 23, 24 Trong Oligoxen trên là Ia, Ib, Ic, II, III, IV, V

Trong phụ thống Oligoxen có các tầng VI, VII, VIII, IX, X

Các vỉa tìm được thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởimàng chắn kiến tạo và địa tầng Mặt tiếp xúc dầu - nước ở các vỉa này được quyước đặt ở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định Mặt tiếp xúc dầu nước ở vòmBắc có độ sâu là 2813 m  2860 m, vòm Nam 2824  2876 m Ranh giới dầu nước ởtầng vỉa Oligoxen hạ (V - X) quy ước ở 4348 m Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn

về cấu tạo thể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa Đặc trưng củatầng này là áp lực dị thường vỉa cao bằng 1,6  1,7 lần áp suất cột thuỷ tĩnh

II Tính chất cơ lý cuả đất đá.

Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố

Tầng 1: Có độ sâu từ 0 520 m đất đá có tỷ trọng là:2,65 g/cm3, độ chứa sét

là 30%, giới hạn bền là 4 8 kg/cm3, độ cứng đất đá 5  7, còn ở sét là 1 1,5, tầngnày là tầng đất đá mềm và bở rời

Tầng 2: Có độ sâu 520 1273 m: đất đá có tỷ trọng là 2,03 g/cm3, độ rỗngxốp 30%, tầng đất đá mềm bở rời

Tầng 3: Có độ sâu 1273  2627 m: đất đá có độ cứng trung bình tỷ trọng là2,1 g/cm3, độ rỗng 24 28%, độ thẩm thấu 150 180, độ chứa sét 50%, độ chứaCácbonat 1  20%, giới hạn bền là 16 20 kg/cm3

Độ chứa dầu của các collectror ở mỏ Bạch Hổ được xác định từ năm 1975 tạigiếng khoan sè 01, giếng khoan đã tìm thấy dầu ở độ sâu 3500 m Theo kết quảphân tích, dầu ở mỏ Bạch Hổ có độ nhít cao, hàm lượng Parfin 25%, hàm lượng lưuhuỳnh nhỏ 0,03  0,11% Dầu ở mỏ Bạch Hổ có tỷ trọng khoảng 0,83 0,86 g/cm3

Bảng 1 - Kết quả phân tích mẫu đơn vị chứa dầu ở mỏ Bạch Hổ

Độ sâu

(m)

Loạicolletor

Tỷ trọng

Parafin

Q(m3/nđ)

Yếu tố khí(m3/m3) % CO2

Hệ sốnén

Điềukiện vỉa

Sau khitách khí2990 3020

3060 3090

3090 4220

4220 4270

nguyênsinhntntnt

0,730,730,640,64

0,860,860,830,83

0,0850,0850.0950,095

18,418,418,418,4

50470-

-1001007150-

0,120,120,12-

17,817,826,926,9

IV - Độ chứa khí

Khí ở mỏ Bạch Hổ chứa một khốilượng lớn các chất đồng đẳng của mê tan(CH4) Khả năng toả nhiệt của khí cao (360011541 Kcal/m3) (Xem bảng 2)

Bảng 2 - Bảng đặc tính của khí ở mỏ

V - Độ chứa nước của các collectror

Theo tài liệu nghiên cứu mỏ Bạch Hổ và của viện nghiên cứu khoa học vàTKDK biểu, thành phần nước khoáng trong vỉa là:

- Tầng Mioxen vòm Bắc: 6 g

- Tầng Oligoxen hạ thường gặp 2 loại muối: Cacl2 và Hyđrô cacbonat natri

có độ khoáng thấp hơn 6,64 g và chỉ nhận được trong khuôn khổ vòm Bắc

Nước ở vòm Nam thuộc loại nước canxiclorua, có độ khoáng hoá tăng theohướng Tây Nam Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới nằm trên các tầng sản phẩmchính chứa NaHCO3 có độ khoáng hoá 5g Theo bảng phân loại nước khoáng thì mỏBạch Hổ có độ khoáng hoá trung bình và thấp (xem bảng 3)

+ Nhiệt độ: Theo tài liệu địa chất mỏ Bạch Hổ được phân bè nh sau:

- Theo nhiệt độ cao nhất nằm trong vùng trung tâm mỏ Gradien địa nhiệt là 3,70

- Grandien địa nhiệt vòm Bắc: 3,40 Nói chung không có dị thường địa nhiệt

- Grandien địa nhiệt vòm Nam: 2,20

-(%)

Ca2+

(%)

Giảm ápkhi mởvỉa (at)

Giảm áp khithử vỉa (at)27882826 0,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37 100  15028772891 0,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29 100  15031903201 0,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 31 100  15032433272 1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28 100  140

Chương IV Tình hình khai thác ở mỏ xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro và những kinh nghiệp thu gom, vận chuyển và xử lý dầu ngoài khơi trên thế

giới.

I - Tình hình khai thác dầu khí của VSP.

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dưới năm

1986, Oligoxen dưới năm 1987, và tầng móng năm 1988 Trình đến quý I năm

1997, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác,17% giếng bơm Ðp, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy Trong 100% giếng khaithác chỉ có 64% giếng khoan tù phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14%giếng ngừng phun và 19% giếng khai thác bằng cơ học Tính từ lúc khai thác đến quý

ba năm 1997, toàn mỏ khai thác được 50 triệu tấn dầu, 780 tấn nước, 8 tỉ m3 khí đồnghành, đã bơm Ðp khoảng 24 triệu tấn nước vào vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa

Năm 1997 là năm thứ 2 chóng ta sử dụng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ vàRồng để chạy các tua bin khí phát điện ở Bà Rịa, lượng khí đưa vào bờ xấp xỉkhoảng 4 triệu m3/ngđ (1000 m3 khí có nhiệt trị xấp xỉ bằng 1000 kg = 1 tấn nhiênliệu lỏng) Vùng mỏ Bạch Hổ tiếp tục có những giếng khoan gặp dầu và khí, khẳngđịnh triển vọng rất tốt đẹp

Ngay từ đầu năm 1997 phải nâng công suất đưa khí đồng hành mỏ Bạch Hổ Rồng vào bờ khoảng 2 triệu m3/ngđ để phục vụ tổ máy đầu trên của nhà máy nhiệtđiện Phú Mỹ II Giữa năm 1997 dự kiến giàn nén trung tâm tại mỏ Bạch Hổ sẽ đượclắp ráp xong và sản lượng khí vào bờ lúc đó sẽ là 4 triệu m3/ngđ

-II - Những kinh nghiệm thu gom, vận chuyển và xử lý dầu ngoài khơi trên thế giới.

Những năm gần đây việc khai thác thiết kế của mỏ dầu khí ở thềm lục địa vàbiển sâu trên thế giới đã tăng đáng kể Khai thác dầu không chỉ từ các giàn cố định(Vịnh Mehico, Đại Tây Dương, Biển Bắc) mà còn từ những đảo nhân tạo (thềm lụcđịa California) Độ sâu khác nhau của biển, khí hậu, và những tính chất lý hoá củadầu để lại những nét đặc trưng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản phẩmcủa giếng

1 Má West - Willington (Mỹ).

Dầu được khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan đượcđưa ra đảo Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 được dẫn đến người tiêu thụ, còn dầulẫn nước với khí còn sót lại được bơm vào hệ thống ngầm vào bờ Tại đây dầu sẽđược xử lý tới điều kiện tiêu chuẩn Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ốngdẫn dầu, 2 ống dẫn khí và một ống dẫn ngược chất thải.

2 Má Ekarix (Nauy).

Má Ekarix của khu vực Nauy thuộc Biển Bắc cách bờ 290 km, độ sâu biển

73 m Trong giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ sản phẩm của giếng khoanđược tách 2 bậc ở giàn và đo Dầu chỉ được khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầuchứa Khí được đốt ở hệ thống đốt

Giai đoạn 2 của quá trình xây dựng thêm mỏ được lắp đặt một giàn côngnghệ bằng bê tông và thép Trên giàn có một bể chứa dầu dung tích 159.000 m3.Dầu từ giàn được vận chuyển vào khu căn cứ trên bờ Tesid (Anh) qua đường ống 

330 mm với chiều dài 350 km, còn khí được vận chuyển qua đường ống  880 mmvới chiều dài 418 km tới Emden (CHLB Đức)

Dầu cùng với khí còn sót lại được vận chuyển bằng 3 trạm bơm Khí đượcvận chuyển bằng hai trạm nén khí

3 Má Bazil.

Ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 má khai thác Độ sâu mức nước biển

là 150 m, cách bờ 80 km Hỗn hợp dầu khí theo đường ống dẫn đến trạm thu gomđược lắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nước (3pha) và một bình đo, hai máy tách nước bằng điện, một thiết bị làm sạch nước vàhai bÓ chứa dầu thương phẩm Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400

m3/ngày Việc vận chuyển sản phẩm vào bờ được thực hiện vào bằng các tàu chởdầu

Ở các vùng Segip và Alagoas: sản phẩm của giếng được vận chuyển từ cácgiàn đến giàn trung tâm theo ống dẫn Trên giàn trung tâm có lắp đặt thiết bị táchsản phẩm cấp 1 (sơ cấp) Một phần khí đốt cháy ở Phaken, dầu và khí còn lại đượcchuyền vào bờ ở hai dạng pha dưới áp lực 0,63 Pa Thiết bị tách cấp 2 và thiết bịkhử nhò tương được đặt trên bờ

Việc ứng dụng hệ thống thu gom và vận chuyển dầu khí theo đường ốngdưới áp lực của giếng nh đã nêu trên cho phép giảm được việc xây dựng nhữngtrạm bơm và máy nén khí trên các giàn ngoài biển.

Tóm lại: Dù được khai thác ở đâu sản phẩm dầu khí từ giếng khoan đưa lên

mặt đất cũng chứa một lượng nước vỉa dưới dạng vỉa, nhò tương Vì vậy giai đoạn

xử lý dầu thô để đạt tiêu chuẩn thương phẩm là một giai đoạn kỹ thuật rất cần thiết.Tuỳ theo từng điều kiện của mỏ mà ta có công nghệ và phương pháp xử lý dầu thôhợp lý

*

Với tình hình khai thác ở VSP và đặc điểm dầu mỏ khai thác lên phải xử lý nhưvậy sẽ dự báo cho chóng ta biết khối lượng thu gom xử lý nói chung và công tác xử lýnhò tương nghịch trên mỏ nói riêng để đạt được dầu thương phẩm chất lượng cao

Phần II Thành phần, tính chất và phân loại

dầu thô

Chương I Thành phần và tính chất chung của dầu mỏ

I - Thành phần dầu mỏ.

Dầu mỏ của Vietsovpetro nói riêng và dầu mỏ nói chung, ngoài một số tínhchất đặc trưng của từng loại dầu hoặc của từng má nh hàm lượng của từng thànhphần trong dầu, khối lượng riêng, độ nhít thì hầu hết chúng đều có những đặcđiểm chung

Về cấu tạo: Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp nhất của thiên nhiên do hai

nguyên tố cấu tạo nên: hydro và cacbon

Về nguồn gốc: Nguồn gốc của dầu mỏ vẫn đang là vấn đề gây tranh cãi mặc

dù nguồn gốc hữu cơ vẫn đang thắng thế và đang được tìm kiếm thăm dò Ở điềukiệnvỉa hoặc điều kiện môi trường mà nhiệt độ trên 300C (tuỳ theo thành phầnParafin) thì dầu mỏ tồn tại ở thể lỏng Các đặc tính vật lý của nó thay đổi trong mộtgiới hạn rất rộng, sự thay đổi này phụ thuộc vào điều kiện môi trường nh nhiệt độ,

áp suất phụ thuộc vào thành phần hoá học của từng loại dầu

Qua nghiên cứu cho thấy Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydro cacbon,chúng chiếm từ 60  90% khối lượng của dầu Trong đó gồm các nhóm:

+ Nhóm hydro cacbon parafinic (CnH2n + 2)

Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50  70% Ởđiều kiện bình thường Hydro cacbon có cấu tạo mạch từ C1  C4 ở trạng thái khí, từ

C5  C16 ở trạng thái láng, > C17 ở trạng thái rắn (dạng tinh thể)

+ Nhóm Hydro cacbon Naptennic (CnH2n)

Nhóm này có cấu trúc mạch vòng (no và không no), chiếm tỷ lệ 10  20%thành phần dầu thô, phổ biến nhất là xydopentan và exclohexan cùng các dẫn xuấtalkyl của chóng Ở điều kiện thường hydro cacbon napten (no) có cấu tạo từ C1  C4

ở trạng thái khí, C5  C10 ở trạng thái láng, > C11 ở trạng thái rắn

+ Nhóm Hydro cacbon Anomatic (CnH2n - 6)

Nhóm này có mặt trong dầu thô dưới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ

1  2% thành phần dầu thô

+ Các hợp chất có chứa oxy, nitơ, lưu huỳnh

Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chấtkhông thuộc loại này mà phần lớn là Asphanten - smol có chứa trong nó hợp chấtcủa O2, N2, S Trong đó:

- Hợp chất với O2 chiếm hàm lượng khá lớn trong Asphanten có thể tới 80%,tồn tại chủ yếu dưới dạng axit Naften nh Asphan và fenol

- Hợp chất với N2 quan trọng nhất là pocfirin Đây là sản phẩm chuyển hoá

từ Hemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật Điều này chứng tỏ nguồn gốc hữu

cơ của dầu mỏ Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ  2000C, điều này cho biết nhiệt độthành thạo của má > 2000C

- Hợp chất với S tồn tại dưới dạng S tù do hoặc H2S mùi trứng thối Hàmlượng S trong dầu thông thường từ 0,1  1% nếu S  0,5% được xem là hàm lượngđạt tiêu chuẩn Hàm lượng S càng cao từ giá trị dầu thô cảng giảm Ngoài ra dầu thôchứa hàm lượng rất nhỏ các kim loại và chất khác nh: Fe, Ca, Mg, Nu, Cr, Ti, Co chiếm khoảng 0,15  0,19 kg/tấn

II - Các tính chất vật lý của dầu mỏ.

1 Khối lượng riêng ( )

 được xác định bởi khối lượng của một đơn vị thể tích

= 1

Đôi khi người ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọngtương đối Xác định tỷ trọng tương đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn nh sau:

4T = 420 -  (T - 20); (2) (2)

4T - Tỷ trọng tương đối của dầu ở nhiệt độ T

 - Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 10C thì  = 0,0174.Đối với sản phẩm giếng bao giê cũng chứa một hàm lượng nước nhất định.Khi đó xác định khối lượng riêng phải tính đến sự ảnh hưởng của nước Công thứctính nh sau:

h = 0 (1 - w) + w.w;(3) (3)

h: Khối lượng riêng của hỗn hợp dầu nước;

0: Khối lượng riêng của dầu;

w: Khối lượng riêng của nước;

w: Thành phần % của nước trong hỗn hợp

2 Độ nhít tuyệt đối  .

Độ nhít tuyệt đối là tính chất của chất lỏng, nó đặc trưng cho khả năng cảnlại sự chuyển động tương đối giữa các hạt chất lỏng với nhau trong môi trường chấtlỏng đó

Độ nhít của dầu thô càng cao thì quá trình vận chuyển thu gom càng gặpnhiều khó khăn, nhất là việc tính toán áp suất tái khởi động bơm

Độ nhít dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Nhiệt độ áp suất, thành phần hoáhọc Việc xác định độ nhít của một loại dầu phải căn cứ vào mô hình đường congchảy của nó Nghĩa là phải xác định được loại dầu đó là chất lỏng Newtơn hay PhiNewtơn Sau đó dùa vào phát triển đặc tính lưu biến của chất lỏng đã xác định đểtính toán độ nhít

Hình 2 - Mối quan hệ giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt của chất lỏng

- Khi dầu là chất lỏng Newtơn (Hình 2, đường 1) thì việc xác định độ nhítđộng lực học không gặp khó khăn Thông qua phương trình Newtơn:

 =  Rót ra:  = = tg  (4) (4)

: Ứng suất trượt, Pa

: Độ nhít động lực học của dầu thô; PaS

st

p

st

0

- Khi chất lỏng dầu là Phi Newton thì việc xác định  rất phức tạp, tuỳ theo

mô hình đường cong chảy đã xác định được trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ  vớidu/dr mà tính toán cụ thể:

+ Chất lỏng giả dẻo: (mô hình OST WALD) (đường 2, hình 2) Mô hình này

có phương pháp lưu biến như sau:

 = * ()n; n < 1 (5) n < 1 (5)

*: Độ nhít động lực học của chất lỏng giả dẻo:

n: Chỉ tiêu mực, nó đặc trưng cho mức độ sai lệch giữa chất lỏng đang khảosát với chất láng Newton

+ Chất lỏng nhít dẻo (mô hình Bingham) đường 3, hình 2 Mô hình này cóphương trình lưu biến như sau:

p: Ứng suất trượt tương ứng với mạng cấu trúc của dầu thô bị phá vỡ hoàn toàn

Do độ nhít phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ, qua nghiên cứu và thực nghiệmngười ta đã đưa ra được công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này nh sau:

* Ngoài độ nhít động lực học, trong sản xuất người ta còn dùng độ nhít độnghọc và độ nhít qui ước.

- Độ nhít động học (): là tỷ số giữa độ nhít động lực học và khối lượngriêng của dầu ở cùng nhiệt độ

1 t = 1 cm2/

- Độ nhít qui ước “E” (tương đối): Là tỷ số giữa thời gian chảy qua phễu đo

độ nhít của 200 cm3 dầu ở nhiệt độ cần đo và thời gian chảy của 200 cm3 nước cất ở

200C còng qua phếu đó

3 Nhiệt độ đông đặc:

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ tại đó dầu thô mất đi tính linhđộng Nhiệt độ đông đặc của dầu thô phụ thuộc vào thành phần của nó, trong đó cácthành phần nh parafin, nhựa Asphanten có ảnh hưởng quyết định tới nhiệt độ đôngđặc của dầu Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển và

hfp = (11)

hfP: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của parafin

hfPa: Hệ số dẫn nhiệt của parafin, (2,5 w/m 0C)

Xét đến ảnh hưởng của nước + parafin

hF = (1 - w) hfP + w hFw; (12) (12)

hF: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của nước và parafin

hFw: Hệ số dẫn nhiệt của nước (0,6 w/m 0C)

Các công thức trên là các công thức thực nghiệm được kiểm chứng ở viện NIPI

5 Sức căng bề mặt

Sức căng bề mặt là một đặc tính của chất lỏng, nó chỉ xuất hiện trên bề mặtchung của hai chất lỏng khác nhau về tỷ trọng Khi hai chất lỏng này được trộn vào

nhau mà không hoà tan vào nhau Có thể giải thích sức căng bề mặt của chất lỏngbằng các lý thuyết cơ chất láng nh sau:

- Lực phân tử trong nội bộ một chất lỏng luôn đạt trạng thái cân bằng

- Lực phân tử của các chất lỏng khác nhau là khác nhau Do vậy tại bề mặttiếp xúc giữa hai chất lỏng khác nhau sẽ xuất hiện sự chênh lệch về lực Chất lỏng

có lực phân tử mạnh hơn sẽ đẩy chất lỏng kia làm xuất hiện lực căng bề mặt nhằmmục đích thu nhỏ diện tích tiếp xúc Lực căng mặt ngoài tại diện tích tiếp xúc đượcbiểu thị bằng tỷ số giữa công cần thiết để làm tăng diện tích bề mặt tên một đơn vị(A) và diện tích bề mặt tăng thêm (F) Lực căng này gọi là sức căng bề mặt:

6 Nhiệt dung riêng (C):

Nhiệt dung riêng là nhiệt lượng cung cấp cần thiết để làm 1 kg dầu tăng lên

10C Đơn vị là J/kg 0C Nhiệt dung riêng của dầu phụ thuộc vào nhiệt độ và hàmlượng parafin tách ra:

C0 = 31,56 (1687,5 + 3,39t) / [P20 (1 - P) + P CP] (14)

Ở đây:

CP: Nhiệt dung riêng parafin (2710 J/kg 0C)

C0: Nhiệt dung riêng của dầu ở t0C (J/kg 0C)

P20: Khối lượng riêng của dầu ở 200C

P: Hàm lượng kết tinh (% đơn vị khối lượng)

Qua thực nghiệm Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã xác định được hàmlượng parafin kết tinh theo nhiệt độ nh sau:

C = (1 - w) C0 + w.Cw (15) (15)

Cw: Nhiệt dung riêng của nước

W: Hàm lượng của nước (% theo thể tích)

III - ảnh hưởng của quá trình kết tinh parafin và thành phần nhựa

Asphanten đến dầu thô.

Nghiên cứu ảnh hưởng này để nhằm tìm ra nguyên nhân cơ bản tác động xấuđến quá trình thu gom vận chuyển và xử lý dầu thô:

1 Ảnh hưởng của quá trình kết tinh parafin.

Sự giảm nhiệt độ trong quá trình vận chuyển, tàng trữ là nguyên nhân chínhgây ra hiện tượng kết tinh, lắng đọng parafin dầu thô Sự kết tinh - lắng đọngparafin làm thay đổi độ nhít của dầu Quá trình này xảy ra từ khi bắt đầu xuất hiện

sự kết tinh parafin và tăng dần theo thời gian đến khi kết thúc quá trình kết tinhtrong dầu (Dầu thô chuyển sang trạng thái đặc sệt) Lúc này trong dầu tồn tại cấutrúc mạng dày đặc của tinh thể parafin và chế tạo được dòng chảy khi cấu trúc này

bị phá vỡ Có thể giải thích quá trình kết tinh như sau:

Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh các phần tử parafin rắn hoà tan phân bốtrong dầu nh hệ keo với mật độ phân bố đồng đều Khi nhiệt độ giảm dần thì dầuthô ngày càng bão hoà parafin rắn hoà tan Tại nhiệt độ kết tinh dầu thô đã hoàntoàn bão hoà parafin rắn hoà tan dầu đến các tinh thể parafin rắn đầu tiên kết tinh ởsát thành ống do nhiệt độ ở đây thấp hơn nhiệt độ vùng tâm ống mà cụ thể là vùngsát thành ống có nồng độ parafin rắn hoà tan thấp hơn vùng tâm ống Sự chênh lệchnồng độ này là kết quả của sự kết tinh parafin tiếp theo Qua quan sát thực tế thấyrằng quá trình kết tinh - lắng đọng parafin xảy ra theo ba cơ chế sau:

+ Cơ chế khuếch đại: Cơ chế xảy ra khi trong hệ có sự chênh lệch về nồng

độ parafin rắn hoà tan giữa các vùng Tốc độ parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi

có nồng độ cao đến nơi có nồng độ thấp được tính theo công thức của Fick:

m = -  D dc/dr = -  D dc/dT dT/dr (16) (16)m: Tốc độ khối lượng phần tử parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng

độ cao (tâm ống) đến nơi có nồng độ thấp (thành ống) (Kg/sm2)

: Khối lượng riêng của parafin (Kg/m3)

D: Hệ số khuếch tán của phần tử parafin rắn hoà tan Hệ số này phụ thuộcvào tính chất của chất khuếch tán và môi trường khuếch tán

B: Hằng số đối với mỗi loại dầu

: Độ nhít động lực học của dầu (Pa.S)

dc/dr: Građien nồng độ parafin rắn hoà tan theo nhiệt độ (0C/m)

Dấu (-) thể hiện nồng độ parafin rắn hoà tan giảm khi khoảng cách (tính từtâm) tăng

+ Cơ chế phân tán trượt: Trong khi dầu được vận chuyển trong ống, ngoài

cơ chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hướng chuyển động theo dòngchảy Líp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinhtrên thành ống làm chúng trượt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọiđây là sự phân tán trượt Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sựlắng đọng các parafin đã được kết tinh ở cơ chế khuếch tán Do vậy sự hình thànhlắng đọng parafin kết tinh theo cơ chế này kém bền vững hơn so với kết tinh parafintheo cơ chế khuếch tán Cơ chế phân tán trượt phụ thuộc vào tốc độ trượt, hình dánghạt parafin kết tinh

+ Cơ chế trọng lực: Còng nh các vật chất khác, các phần tử parafin rắn hoàtan luôn chịu tác động của trọng lực Tác động này làm cho chúng chuyển động rơitrong môi trường dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dưới Tốc độ lắng đọngparafin của các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy Dovậy ở đầu các tuyến ống, năng lượng dòng chảy lớn do chưa có tổn thất thuỷ lực,tốc độ lắng đọng parafin thấp nên khối lượng lắng đọng bao giê cũng nhỏ hơn sovới đoạn cuối ống dẫn, vì ở đây năng lượng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọcđường cộng với tổn thấ cục bộ (nếu có) Dẫn đến tốc độ lắng đọng của parafin rắnhoà tan lớn hơn

Trong ba cơ chế thì cơ chế khuếch tán là quan trọng nhất, nó đóng vai tròquyết định trong quá trình kết tinh lắng đọng parafin

Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố độ nhám thành trong của ống Đây là yếu tố

có ảnh hưởng lớn tới quá trình kết tinh - lắng đọng parafin, bởi vì chính độ nhámthành ống gây cản trở dòng chảy, làm cho các hạt tinh thể parafin bị lưu lại tạothành mầm kết tinh thúc đẩy kết tinh xảy ra nhanh hơn

2 Ảnh hưởng của thành phần nhựa Asphanten:

Do một số tính chất đặc trưng của các loại nhựa có trong dầu và củaAsphanten mà sự có mặt của chúng trong dầu thô sẽ làm thay đổi một số tính chấtcủa dầu Qua nghiên cứu người ta tìm thấy một số ảnh hưởng cơ bản của nhựa -Asphanten đến tính chất dầu nh sau:

- Làm cho khối lượng riêng của dầu thô tăng lên: do nhựa và Asphanten

có khối lượng cũng lớn hơn dầu

- Làm cho nhiệt độ đông đặc của dầu giảm: nguyên nhân là do nhựa và

Asphanten có nhiệt độ đông đặc thấp hơn dầu

Làm tăng tính năng bám dính của dầu: nguyên nhân do nhựa

-Asphanten có các chất phân cực Trong thành phần của nó có chứa Oxy, Nitơ, lưuhuỳnh Đồng thời nhựa và Asphanten là chất hoạt động bề mặt trong phân tử cóthành phần háo nước, chủ yếu là các nhóm amin, do đó dầu chứa nhiều nhựa -Asphanten sẽ có khả năng bám dính cao hơn Qua thí nghiệm của viện NIPI đối vớidầu thô ở hai mỏ: Mỏ Bạch Hổ và Rồng thấy rằng: Dầu thô mỏ Rồng có chứa thànhphần nhựa - Asphanten cao hơn mỏ Bạch Hổ thì trong thí nghiệm dầu mỏ Rồng thểhiện có khả năng bám dính tốt hơn Đây là vấn đề bất lợi cho quá trình khai thác -vận chuyển và xử lý dầu khí

- Làm tăng độ nhít của dầu: Do nhựa và Asphanten có độ nhít cao hơn dầu.

- Làm tăng khả năng tạo cốc của dầu: Thành phần nhựa - Asphanten là

thành phần chính tạo ra cốc trong quá trình chế biến dầu sau này Thành phần cốnày làm ngăn cản sự hoạt tính xúc tác trong quá trình chế biến dầu mỏ Hạn chế traođổi nhiệt trong thiết bị gia nhiệt xử lý nhò tương

- Làm tăng độ bền của nhò tương nước trong dầu, gây khó khăn cho việctách nước khỏi dầu Nguyên nhân là do nhựa và Asphanten là các chất phân cực,chúng không tan trong nước mà chỉ tan trong dầu Bản thân chúng lại là các chấthoạt động bề mặt và chứa các thành phần háo nước, cho nên xuất hiện các hạt nhònước chúng bao quanh hạt nhò tạo thành líp màng bền vững Độ bền của líp màngtăng theo thời gian do sự lão hoá của nhựa và Asphanten Bởi vậy xử lý nhò tương

để tách nước phải được tiến hành càng sớm thì càng đạt hiệu quả cao

Chương II Phân loại dầu mỏ

Do dầu mỏ có thành phần phức tạp nên việc phân loại dầu mỏ phải tuân theocác chỉ tiêu công nghệ và mục đích sử dụng: Có hai phương pháp chính để phân loạidầu má nh sau:

I - Phân loại dầu mỏ theo thành phần hoá học

Cơ sở phương pháp này là dùa vào nhóm hydro cacbon nào chiếm ưu thế đểđặt tên cho dầu

Vì trong thành phần dầu mỏ có các nhóm hydro cacbon cùng tồn tại và laitạp hoá khác nhau, cho nên phân loại theo phương pháp này người ta chỉ xét đếnhàm lượng hydro cacbon trong thành phần dầu thô ở phân đoạn dưới 3500C và theophương pháp này có thể phân dầu thô thành các họ sau:

- Dầu thô họ parafinic

- Dầu thô họ Naphenic

- Dầu thô họ Aromatic

(Nghĩa là ở phân đoạn dưới 3500C thì dầu chứa trên 75% Khối lượng của họhydro cacbon nào mang họ hydro cacbon đó)

Trong đó mỗi loại họ lại được phân thành từng loại tuỳ theo yêu cầu côngnghệ Ví dụ: dầu thô parafinic được phân thành ba loại chính:

+ Dầu thô loại A: Hàm lượng parafin chiếm từ 0,2  1% đông đặc ở

- 200C trong đó lại phân thành A1, A2, A3, A4

+ Dầu thô loại B: Hàm lượng parafin chiếm từ 1  3% đông đặc ở -100C.+ Dầu thô loại C: Hàm lượng parafin chiếm 4  14% đông đặc ở nhiệt

độ 25  400C

Hiện nay ở một số nước có công nghệ khai thác và chế biến dầu mỏ pháttriển mạnh nh: Nga, Pháp, Mỹ lại có những phương pháp phân loại dầu mỏ khácnhau Sau đây là một số phương pháp trên biểu

1 Phương pháp phân loại của viện dầu mỏ Nga (Gornưi).

Theo phương pháp này phải phân tích hàm lượng của từng họ hydro cacbontrong phân đoạn từ 2500C  3000C kết hợp với việc xác định hàm lượng parafin rắn

và hàm lượng Asphanten trong dầu Sau đó đối chiếu với bảng 4 để phân loại

Bảng 4 - Hàm lượng các họ hydro cacbon trong dầu.

2 Phương pháp phân loại của phân viện dầu mỏ Pháp (IFP)

Theo phương pháp này phải đo tỷ trọng tương đối (d1415) ở phân đoạn 2500C

 3500C của dầu thô trước và sau khi xử lý với axit sunfuric Sau đó so sánh các giátrị về tỷ trọng đã đo được với bảng 5 để phân loại

Bảng 5 - Hàm lượng các hydro cacbon trước và sau xử lý H 2 SO 4

3 Phương pháp phân loại dầu của viện dầu mỏ Mỹ theo phương pháp này, tiến hành chưng cất dầu thô theo hai phân đoạn:

Phân đoạn 1: 1500C  2750C

Phân đoạn 2: 2750C  4150C

Sau đó do tỷ trọng ở 600F (15,60C) của một phân đoạn so sánh giá trị tỷ trọng

đo được với bảng 6 để phân loại:

Bảng 6 - Hàm lượng các hydro cacbon sau hai giai đoạn

4 Phương pháp phân loại dầu mỏ của Nelson - Nurphy.

Theo phương pháp này, tiến hành tính toán hệ số đặc trưng K sau đó tínhtoán với bảng 7 để phân loại K =

T: Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính theo độ Rankin

OR = 1,8 (t0C + 273,15)d: Tỷ trọng dầu thô xác định ở 600F (15,60C) so với nước cùng t0 d15,615,6

Bảng 7 - Giá trị hệ số đặc trưng K trong các hydro cacbon

II - Phân loại theo tính chất vật lý.

Cơ sở phương pháp này là dùa vào khối lượng riêng của dầu mỏ ở điều kiệnbình thường để phân loại

Dầu rất nhẹ: 0,75 < : 0,75 <  < 0,82 g/cm3.

Dầu nhẹ: 0,82 < : 0,82 <  < 0,88 g/cm3

Dầu nặng: 0,88 < : 0,88 <  < 1,0 g/cm3

Chương III Đặc tính dầu thô của Vietsovpetro

I - Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ.

Theo tài liệu của viện nghiên cứu và thiết kế dầu khí biển (NIPI) thì dầu thô

mỏ Bạch Hổ có những đặc điểm sau đây:

1 Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu nhẹ.

Khối lượng riêng nằm trong khoảng 0,83  0,86 g/cm3 Ta biết rằng dầu nhẹthì tổng hiệu suất sản phẩm tăng (xăng, dầu hoả, dầu DO) càng lớn Điều này nóilên giá trị của dầu thô đó càng cao Dầu thô mỏ Bạch Hổ có tổng hiệu suất sảnphẩm trắng từ 50  60% khối lượng

2 Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu thô rất sạch.

Chứa rất Ýt lưu huỳnh, kim loại nặng và hợp chất với nitơ Hàm lượng lưuhuỳnh trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm từ 0,04  0,1% khối lượng, thấp hơn rấtnhiều cho dầu thô được xếp vào loại Ýt lưu huỳnh (0,5%) dầu thô Ýt lưu huỳnh cógiá trị cao trên thị trường Tổng hàm lượng các kim loại nặng trong dầu thô mỏBạch Hổ chỉ chiếm khoảng 1,1 Ppm theo khối lượng Hàm lượng các hợp chất vớinitơ trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm từ 0,035  0,067%

3 Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydro cacbon parafin trong các phân đoạn trung bình và cặn.

Hàm lượng hydro cacbon parafin trong phân đoạn trung bình (kenozen vàdiezen) lên đến 30%, còn phần cặn lên đến 50% Sự có mặt của parafin với hàmlượng cao sẽ làm tăng nhiệt độ đông đặc của dầu, tăng độ nhít, gây khó khăn choquá trình vận chuyển, tàng trữ

4 Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa hàm lượng nước cao hơn nhiều lần so với tiêu chuẩn dầu thương phẩm.

Hàm lượng nước trong dầu thô ở vòm Bắc, vòm Trung tâm và vòm Namcủa mỏ Bạch Hổ là khác nhau Vòm Nam hàm lượng nước trong dầu thô khôngđáng kể, nhưng vòm Trung tâm và vòm Bắc hàm lượng nước trong dầu rất cao và

nó tăng dần theo thời gian khai thác Tính trung bình cho toàn mỏ thì hàm lượngnước vào khoảng 5  6% khối lượng, so với tiêu chuẩn cho phép là  0,5% thì hàmlượng này quá cao

Các đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ được tổng kết trong bảng 8 sau đây

- Hàm lượng lưu huỳnh thấp, nhỏ hơn 0,15%.

- Đa số dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng tạp chất cơ học thấp nhỏ hơn 0,05%

- Hàm lượng chất nhựa - Asphanten cao vào khoảng 10  20%

- Hệ số hấp phụ ánh sáng của nhựa Asphanten cao, chúng có trọng lượngphân tử lớn và cấu trúc phức tạp Các hợp chất nhựa Asphanten tạo màng ổn địnhcho hạt nhò bền vững, gây khó khăn cho việc phá nhò Ngoài ra parafin rắn cũngảnh hưởng lớn đến quá trình tạo nhò của dầu thô Cùng với nhựa Asphanten, parafinrắn tích tụ trên bề mặt phân chia pha dầu nước, tạo líp vỏ bọc bền vững

- Dầu thô mỏ Rồng có tỷ trọng nước và dầu thô giảm, sẽ dẫn tới giảm tốc độlắng tách nước Độ nhít lớn của dầu thô không những làm hạn chế sự va chạm vàkết hợp các giọt nước mà còn là trở lực trong quá trình tách lắng nước Độ nhít caocòn làm giảm tốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhò trên bề mặt cách pha Do đótrong công nghệ phá nhò cần gia nhiệt để làm giảm độ nhít xuống dưới 10 cSt

- Dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng ion kim loại thấp: tốt cho quá trình phá nhò

Bảng 9 - Bảng đặc tính lý hoá của dầu thô mỏ Rồng dùng để nghiên cứu nhò.

* Tóm lại: Qua nghiên cứu và phân tích thành phần, tính chất dầu thô mỏ

Rồng và Bạch Hổ của viện NIPI ta thấp có các vấn đề sau:

+ Dầu thô ở đây có hàm lượng parafin cao dẫn đến nhiệt độ đông đặc caonên khó khăn vận chuyển, bền nhò

+ Thành phần các tạp chất trong dầu thô ở đây đều thấp hơn tiêu chuẩn chophép Duy nhất có hàm lượng nước là cao hơn tiêu chuẩn cho phép

+ Hàm lượng chất keo nhựa Asphanten cũng gây ra độ bền nhò

+ Độ nhít của dầu ở đây cũng cao gây ra giảm tốc độ lắng tách nước, giảmtốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhò trên bề mặt cách pha.

Từ các tính chất đặc trưng trên, chúng ta biết để tách nước trong dầu nhằmđạt giá trị thương phẩm Đây là vấn đề rất quan trọng, vì nó quyết định đến giáthành dầu thô vì nước trong dầu sẽ làm mòn thiết bị chế biến dầu, làm tăng chi phívận chuyển Để tách nước khởi đầu có nhiều phương pháp nhưng vì khi dùng nhiệt

độ ta sẽ giảm được độ nhít, độ đông đặc của dầu Ngoài ra còn có những phươngpháp phá nhò nh trọng lực, điện Trong đồ án này tác giả sẽ dùa trên tính chất củadầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng để nghiên cứu các phương pháp phá nhò (xử lý nướctrong dầu) nhằm có dầu thô đạt giá trị thương phẩm Cụ thể đồ án này sẽ nghiên cứucác vấn đề cơ bản sau:

+ Lý thuyết về nhò tương

+ Các phương pháp phá nhò tương

+ Xử lý nhò tương W/O UBN “Chí Linh”

+ Phương pháp tính toán để chọn thiết bị xử lý nhò W/O

Phần III Các lý thuyết về nhò tương

Chương I

Sự hình thành và ổn định nhò dầu mỏ

I - Giới thiệu chung.

Hầu hết dầu mỏ được khai thác trên thế giới đều kèm theo nước dưới dạngnhò tương và cần xử lý chóng

Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nước nhưng sau thời gian khai thácnước sẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lượng cần phải xử lý Hàm lượngnước trong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, nã dao động từ 1%  trên 90%

Để hạn chế cho các công đoạn như: Vận chuyển, xử lý nước, chi phí do ănmòn thiết bị, chi phí bảo dưỡng và sửa chữa thiết bị khách hàngmua dầu thường đưa ra tiêu chuẩn những giới hạn tiêu chuẩn về hàmlượng nước và tạp chất cơ học (BS & W) chứa trong dầu thươngphẩm Tuỳ theo đặc điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn BS

& W dao động từ 0,2  3% và tất nhiên đi kèm với dao động củaBSTW là dao động của giá cả Trong tổng hàm lượng BS & W thìnước thường chiếm ưu thế hơn thành phần tạp chất cơ học là cát, bùnsét, cặn gỉ kim loại và các phần kết tủa được phân rã từ các chất rắnkhác Thành phần nước trong dầu thô thường ở dạng nhò tương bềnvũng nên không thể chuyển dầu tới những kho chứa bình thường được

mà phải sử dụng những phương pháp xử lý nhò để tách chúng rathành thể tự do

Qua thực tế quan sát quá trình phân tán đơn của một chất lỏng trong chấtlỏng kia người ta đi đến định nghĩa như sau: Nhò tương là một hệ chất lỏng khôngđồng nhất gồm hai chất lỏng không hoà tan vào nhau, trong đó một chất bị phânchia thành những hạt nhỏ hình cầu, phân tán trong chất lỏng thứ hai Chất lỏng bịphân tán gọi là pha phân tán, chất lỏng thứ hai gọi là pha liên tục hay môi trườngphân tán

Trong hầu hết các dạng nhò tương của dầu mỏ thì nước thường là pha phântán Những giọt nước được tạo thành có dạng hình cầu do sức căng bề mặt phângiới buộc chúng phải co lại để giảm diện tích của bề mặt tiếp xúc với dầu Đó là nhò

tương nước trong dầu và được quy vào dạng nhò tương bình thường (nhò tươngthuận) Dầu cũng có thể phân tán vào nước và được quy vào dạng nhò tươngnghịch Hình dáng nhò tương này được biểu diễn trên hình 2

Nhò tương đôi khi cũng chuyển đổi trạng thái để tồn tại dưới dạng hỗn hợp.Cũng có thể tồn tại cùng một lúc nhò tương nước trong dầu và dầu trong nước nh ởgiai đoạn đầu hình thành đang còn tồn tại những giọt nước kích thức lớn Nhưng khi

sù xung động trong dòng chảy tăng lên sẽ làm chúng chuyển thành thể siêu nhỏ.Lúc này nếu nh dạng nhò tương nước trong dầu mới được hình thành thì nhò tương

là dạng nước trong dầu trong nước (water in oil in water emulsion) Dạng này có thểtạo nên do một thể tích nhỏ của nhò tương gốc nước trong dầu bị bao bọc bởi mộtlíp màng nước Hạt nhò có dạng nh trên có thể hình thành nên những nhò tươngsiêu nhỏ trong pha liên tục là dầu thô (hình 3 - 4) Những nhò tương siêu nhỏthường làm tăng tính phức tạp của quá trình phân tách chúng Cường độ xung độngcàng lớn thì sự hình thành nhò tương thể siêu nhỏ càng tăng

II - Sù hình thành nhò và ổn định nhò dầu mỏ

1 Sự hình thành nhò.

Phần lớn dầu thô được khai thác dưới dạng nhò mà chủ yếu là nhò nướctrong dầu (N/D) Loại nhò này thường rất bền và khó phá Đa số các nhà nghiên cứucho rằng trong điều kiện vỉa hầu nh không thể phân tán dầu khí nước, chúng chỉ bắtđầu tạo thành trong quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt Ở độ sâu

2000 m và điều kiện áp suất 20 Pa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hoà tan tới

1000 phần thể tích khí Khi lên đến bề mặt do giảm áp khí tách ra với năng lượng

đủ lớn để phân tán các giọt nước vỉa Đó chính là nguyên nhân gây ra nhò nước.Trong hệ thống thu gom, do giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăngthêm độ phân tán các giọt nước trong dầu mỏ nhò nước trong dầu còn được tạo thành

do quá trình rửa dầu bằng nước ngọt để tách muối Clorua bằng phương pháp điện.Nhò nước trong dầu là một hệ phân tán của hai chất lỏng không tan hoặc Ýt tan vàonhau và là hệ thống ổn định về nhiệt động học, luôn có xu hướng tiến tới cân bằngvới cực tiểu bề mặt phân tán các pha Diện tích bề mặt phân cách nhỏ nhất khi xảy ratách pha

Trên thực tế nhò W/O có độ bền cực lớn, được đặc trưng bởi độ bền của nhòdầu mỏ Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhò dầu mỏ là do sự có mặt của lípSlovat hấp thụ trên bề mặt giọt nước phân tán, líp hấp phụ này có tính cơ cấu trúcxác định, cản trở sự kết hợp của các hạt nước và tách nhò Theo viện sỹ P.ARebindo, sự hình thành líp hấp phụ là do có chất ổn định nhò trong thành phần dầunhư sau:

- Chất có hoạt tính bề mặt (axit naptennic , axit béo, nhựa thấp) làm hệ phântán mạnh và tạo líp phân tử không cấu trúc trên bề mặt phân cách pha

- Các chất có hoạt tính bề mặt không cao (Asphanten, axit và andehitasspantogennic, nhựa cao) tạo líp cấu trúc ổn định nhò cao

- Các chất khoáng và hữu cơ rắn nhờ tính thấm ướt chọn lọc bám dính vàohạt nước tạo líp vỏ bọc “bền vững”

Tính chất nước vỉa, sự có mặt của các chất phân tán (tạp chất cơ học, tinh thểmuối) và hoà tan (ion kim loại) trong nước vỉa cũng hình thành líp hấp phô Nh vậy độbền nhò phụ thuộc vào bản chất của dầu thô, nước tạo nhò và nhiều yếu tố khác.

2 Phân loại nhò dầu mỏ.

Theo cách phân loại hệ phân tán dị thể, nhò dầu mỏ được chia thành 3 loạichính:

* Nhóm 1: Nhò nghịch: nước trong dầu mỏ (W/O)

Đây là loại nhò chính thường gặp trong khai thác dầu mỏ Hàm lượng phaphân tán (nước) trong môi trường phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đế 90 95% Tính chất loại nhò này ảnh hưởng lớn đến quá trình công nghệ khai thác, thugom dầu đến việc lùa chọn công nghệ và kỹ thuật tách nhò

* Nhóm 2: Nhò thuận dầu mỏ trong nước (O/W)

Nhò này tạo thành trong quá trình phá nhò nghịch (quá trình phá nhò dầumỏ), trong quá trình tác động nhiệt hơi nước lên vỉa và trong quá trình xử lý nướcthải Như dầu trong nước thuộc loại nhò loãng Công nghệ phá nhò thuận lợi đơngiản hơn so với phá nhò nghịch

* Nhóm 3: Nhò hỗn hợp.

Nhò này có thể là nhò thuận hoặc nhò nghịch, trong đó pha phân tán cũng lànhò chứa các hạt nhỏ của môi trường phân tán Nhò này có thể xuất hiện khi đồngthời có trong hệ hai chất tạo nhò có tác động trái ngược nhau Nhò này đặc trưngbởi hàm lượng tạp chất cơ học cao và rất khó phá Nhò này tích tụ trên ranh giớiphân pha trong các thiết bị xử lý dầu thô và nước, và là nguyên nhân làm gián đoạncông nghệ Trong thực tế người ta làm sạch định kỳ thiết bị, loại bỏ líp nhò này tích

tụ vào các bể chứa hay bể dầu Nhò hỗn hợp được xử lý trong chế độ công nghệkhắt khe hoặc đem đốt Hình 5 đến hình 8 là các ảnh chụp hiển vi những nhò tươngdạng thông thường và giải thích sự phân loại kích thước của các giọt nước mà tagặp chúng một cách ngẫu nhiên