đồ án kỹ thuật dầu khí CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO KHẢ NĂNG VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN NỘI MỎ RỒNG VÀ BẠCH HỔ

Dầu thô mỏ Rồng & Bạch Hổ là một hỗn hợp của các hydrocacbon có số cacbon như sau: Từ C1 đến C5 ở dạng khí Từ C6 đến C8 là chất lỏng có nhiệt độ sôi thấp Tư C9 đến C12 là các chất lỏng c

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG 3

1.1 Vị trí địa lý – kinh tế của mỏ Bạch Hổ và Rồng 3

1.2 Đặc điểm và tính chất dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 4

1.2.1 Đặc tính hoá học 4

1.2.2 Đặc tính vật lý 5

1.2.3 Tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ 11

1.2.3.1 Dạng chất lỏng Newton của dầu thô: 12

1.2.3.2 Dạng chất lỏng phi Newton của dầu thô 12

1.2.3.3 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô 15

1.2.4 Nghiên cứu hiện tượng lắng đọng parafin 19

1.2.5 Các chỉ tiêu đặc tính hoá lý dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 23

1.2.5.1 Khái quát về dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 23

1.2.5.2 Chỉ tiêu lý hoá dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 24

1.2.6 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ và hướng cải thiện 26

1.2.6.1 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 26

1.2.6.2 Phương hướng cải thiện tính lưu biến dầu mỏ Rồng & Bạch Hổ 27

CHƯƠNG 2: PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG NƯỚC,NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC,ĐỘ NHỚT,NHỰA VÀ PARAFIN CỦA DẦU THÔ 30

2.1 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG NƯỚC 30

2.1.1 Mục đích: 30

2.1.2 Ý nghĩa: 30

2.1.3 Nguyên tắc: 31

2.1.4 Dụng cụ và hoá chất: 31

2.1.5 Chuẩn bị thí nghiệm: 31

2.1.6 Tiến hành thí nghiệm: 33

2.1.7 Thực hành phương pháp xác định nước: 33

2.1.8 Chú ý khi thực hiện phương pháp chưng cất nước: 34

2.2 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CỦA DẦU MỎ 35

2.2.1 Mục đích: 35

2.2.2 Ý nghĩa: 35

2.2.3 Nguyên tắc: 35

2.2.4 Dụng cụ và hoá chất: 35

2.2.5 Chuẩn bị thí nghiệm: 35

2.2.6 Tiến hành thí nghiệm: 36

2.2.7 Thực hành xác định nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ: 38

2.3 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH ĐỘ NHỚT CỦA DẦU MỎ 39

2.3.1 Mục đích: 39

2.3.2 Ý nghĩa: 39

2.3.3 Nguyên tắc: 40

2.3.4 Dụng cụ và hóa chất: 40

2.3.5 Chuẩn bị thí nghiệm: 40

2.3.6 Tiến hành thí nghiệm: 40

2.3.7 Thực hành phương pháp xác định độ nhớt của dầu mỏ: 42

2.3.8 Chú ý với phương pháp xác định độ nhớt: 43

2.4 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG NHỰA VÀ PARAFIN TRONG DẦU MỎ 43

2.4.1 Lý thuyết của phương pháp: 43

2.4.1.1 Mục đích 43

2.4.1.2 Ý nghĩa: 44

2.4.1.3 Bản chất: 44

2.4.1.4 Dụng cụ và hóa chất: 44

2.4.1.5 Chuẩn bị thí nghiệm: 45

2.4.1.6 Thao tác thí nghiệm: 46

2.4.2 Thực hành phương pháp : 48

2.5 Nhận xét qua kết quả thí nghiệm 53

CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ DẦU NHIỀU PARAFIN KHI VẬN CHUYỂN 54

3.1 Những khó khăn, phức tạp trong vận chuyển dầu nhiều parafin 54

3.2 Các giải pháp xử lý dầu nhiều parafin 57

3.2.1 Xử lý bằng hoá phẩm hạ nhiệt độ đông kết hợp với gia nhiệt 58 3.2.1.1 Các chất hạ điểm đông đặc 58

3.2.1.2 Cơ chế hạ điểm đông của các hoá phẩm 62

3.2.2 Xử lý bằng dung môi 68

3.2.3 Xử lý bằng nhiệt 70

3.2.4 Xử lý bằng từ - nhiệt 72

CHƯƠNG 4: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO KHẢ NĂNG VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN NỘI MỎ RỒNG VÀ BẠCH HỔ 74

4.1 Hoạt động của đường ống vận chuyển dầu nhiều parafin trong điều kiện phức tạp 74

4.1.1 Những điều kiện phức tạp trong quá trình vận chuyển 74

4.1.2 Hoạt động của đường ống trong điều kiện phức tạp 74

4.2 Các phương pháp đã nghiên cứu để bơm - vận chuyển dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 78

4.2.1 Vận chuyển dầu được xử lý nhiệt kết hợp với hoá phẩm hạ nhiệt độ đông 78

4.2.2 Vận chuyển hỗn hợp dầu - nước 80

4.2.3 Vận chuyển dầu đã tách khí 80

4.2.4 Vận chuyển hỗn hợp dầu - khí 81

4.2.5 Vận chuyển dầu nóng 81

4.3 Các giải pháp được sử dụng khi gặp sự cố 82

4.3.1 Đảm bảo lưu lượng khi bơm chuyển 82

4.3.2 Những xung động gây ra khi bơm chuyển 83

CHƯƠNG 5: TÍNH TOÁN TỔN THẤT ÁP TRONG QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU-KHÍ TỪ BK8 TỚI BK4 .86

5.1 Cở sở lý thuyết để tính tổn thất áp suất trong quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống 86

5.1.1 Cấu trúc của dòng hỗn hợp khí lỏng 86

5.1.2 Tính toán thủy lực 87

5.2 Tính tổn thất áp suất cho tuyến ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn BK8 tới giàn BK4 93

5.2.1 Sơ qua về giàn BK8 93

5.2.2 Tính toán tổn thất áp suất 94

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 98

TÀI LIỆU THAM KHẢO 99

DANH MỤC HÌNH VẼ, BẢNG BIỂU HÌNH

Hình 1.2 Đường cong chảy của một số chất lỏng 14

Hình 1 3 Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm lượng nước 17

Hình 3.2 Nhiệt độ đông đặc của dầu phụ thuộc nhiệt độ xử lý bằng Bicromat Natri 62

Hình 3.3 Kết quả xử lý nhiệt lên tính lưu biến của dầu thô nhiều parafin 72

Hình 3.4 Tác dụng của từ trường lên nhiệt độ xử lý 73

BẢNG Bảng 1.1 Một số hydrocacbon hiện diện trong chất lắng đọng 5

Bảng 1.2 Đặc điểm khối lượng riêng dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ 6

Bảng 1.3 Độ nhớt của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ: 8

Bảng 1.4 Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon 11

Bảng 1 5 Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu - nước 16

Bảng 1.6 Kết quả ảnh hưởng của mức độ ngậm nước và khí đến tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ 18

Bảng 1.7.Một số chỉ tiêu trung bình cơ bản của dầu Mỏ Rồng & Bạch Hổ .25

Bảng 1.8 Các thông số đặc trưng dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ 26

Bảng 1.9 Một số hoá phẩm giảm điểm đông đặc của dầu thô ở các nhiệt 29

Bảng 3.1 Kết quả hạ nhiêt độ đông đặc dầu ở 500C khi xử lý nhiệt và phụ gia: .59

Bảng 3.3 Xử lý dầu với phụ gia riêng lẻ 60

Bảng 3.2 Kết quả hạ nhiêt độ đông đặc dầu ờ 800C khi xử lý nhiệt và phụ gia: 59

Bảng 3.4 Xử lý dầu với hỗn hợp các hoá phẩm 61

Bảng 3.5 Kết quả xử lý dầu với các hàm lượng hoá phẩm khác nhau 63

Bảng 3.6 Ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý dầu cùng hoá phẩm đến độ hạ điểm đông của dầu mỏ Rồng & Bạch Hổ 65 Bảng 3.7.Ảnh hưởng của hoá phẩm hạ điểm đông đối với dầu thô mỏ Rồng và Bạch

Bảng 4.1 Kết quả nghiên cứu cơ chế bền vững của ứng suất trượt tĩnh ban

đầu ở nhiệt độ 22oC 80

LỜI MỞ ĐẦU

Công nghiệp dầu khí Việt Nam là công nghiệp năng lượng quan trọngnhất góp phần thúc đẩy các ngành công nghiệp khác cùng phát triển và tạo nềntảng vững chắc đưa đất nước Việt Nam vững bước trên con đường CNH - HDHđất nước Tuy là một ngành công nghiệp còn non trẻ nhưng nó có vai trò to lớntrong việc thúc đẩy nền kinh tế phát triển, tăng thu nhập quốc dân (GDP) và giảiquyết công ăn việc làm cho hàng ngàn công nhân và kĩ sư, cải thiện cuộc sốngcủa nhân dân trong cả nước

Được chính thức thành lập vào 1975, phát triển và đi vào hoạt động rầm

rộ kể từ 6/11/1981 đánh dấu sự ra đời của XNLDVietsovpetro (xí nghiệp liêndoanh) giữa hai phía Việt Nam và Liên Xô (Nay là cộng hòa liên bang Nga)

26/6/1986 tấn dầu thô đầu tiên được khai thác từ mỏ Bạch Hổ mới thực sựđánh dấu bước phát triển của công nghiệp dầu khí Việt Nam

0h15’ ngày13/2/2003, tấn dầu thứ 100 triệu được khai thác từ hai mỏBạch Hổ và mỏ Rồng, một con số cho phép chúng ta tự hào và tạo bước khởiđầu cho giai đoạn phát triển toàn diện của một tập đoàn kinh tế mạnh Hiệnnay, Việt Nam đã khẳng định được vị thế của mình trong nền kinh tế quốcdân và đứng ở vị trí thứ 33 trong các nước khai thác dầu trên thế giới, có sảnlượng dầu thô khai thác và xuất khẩu đứng vị trí thứ 3 khu vực Đông Nam

Á Tuy nhiên ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam chỉ dừng lại ở việc khaithác và xuất khẩu dầu thô đồng thời nhập sản phẩm đã qua xử lý, tinh chếgây thất thu cho ngân sách nhà nước rất lớn Do đó nhà máy lọc dầu DungQuất (Quảng Ngãi) đã được xây dựng đưa vào hoạt động, lô sản phẩm đầutiên được xuất vào tháng 02 năm 2009

Hầu hết dầu thô khai thác ở thềm lục địa Việt Nam nói chung đều chứamột hàm lượng parafin, asphalten và nhựa rất cao và đặc biệt ở mỏ Rồng có độnhớt và nhiệt độ đông đặc lớn Vận chuyển dầu nhiều parafin có độ nhớt cao vànhiệt độ đông đặc lớn như vậy đã gây rất nhiều khó khăn, phức tạp Những phứctạp đó bắt nguồn từ tính chất phi Newton của dầu nhiều parafin

Vận chuyển dầu từ mỏ Rồng đến giàn CNTT-2 (công nghệ trung tâm số2) và ngược lại với quãng đường dài hơn 28 km là một công việc hết sức khókhăn trong việc xử lý và vận chuyển nhằm giảm nguy cơ lắng đọng parafin dọc

đường ống Với đường ống được bọc cách nhiệt từ giàn CNTT-2 đến FSO-3

(tàu chứa dầu không bến số 3) phần nào đã giải quyết được sự quá tải ở khu vựcNam mỏ Bạch Hổ,đồng thời tạo sự linh động giữa hai khu vực mỏ Bạch Hổ và

mỏ Rồng

Mặc dù luận văn được thực hiện bằng tất cả lòng nhiệt tình và sự làm việcnghiêm túc của người viết nhưng do thời gian có hạn nên không thể tránh khỏinhiều sai sót

Rất mong được sự thông cảm, phê bình, góp ý của quý thầy cô và bạn bè đểhoàn thiện kiến thức và nội dung đồ án

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG

1.1.Vị trí địa lý – kinh tế của mỏ Bạch Hổ và Rồng

Mỏ Rồng nằm ở lô15-2 trên, thềm lục địa phía nam Việt Nam thuộc vùngbiển Đông Nam Bộ Địa hình đáy biển tương đối bằng phẳng, trầm tích phổ biến

là cát có lẫn bùn, một ít đá cuội và vỏ sò mỏ bạch hổ ở lô 9 Mỏ Rồng cách mỏBạch Hổ 30 km về hướng Tây Nam và cách cảng Vũng Tàu 120 km Mực nướcbiển tại khu vực này không sâu trung bình khoảng 40 - 50m Ngoài hai mỏ nàythuộc bể Cửu Long còn phát hiện các mỏ dầu khác như Rạng Đông, PhươngĐông, Ru Bi, Sư Tử Đen,….vv

Mỏ Rồng và Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ 26/06/1986, đây là 2 mỏđược Việt Nam đưa vào khai thác với sản lượng lớn nhất.Quá trình khai thácgiữa hai mỏ này có sự liên kết với nhau: Dầu khai thác được từ Rồng chuyểnđến giàn CNTT-2 ở Bạch Hổ để xử lý, có những giếng khai thác bằng gaslipt ởRồng lấy khí từ Bạch Hổ đưa sang Hệ thống đường ống thu gom vận chuyểnnội mỏ Bạch Hổ và Rồng thể hiện ở hình 1.1

Hải dương học của khu vực mỏ Bạch Hổ và Rồng mang đặc tính của khuvực biển Đông Nam Bộ Cho nên chế độ thủy triều của khu vực là sự pha trộngiữa chế độ nhật triều và bán nhật triều, trong đó chế độ nhật triều chiếm ưuthế hơn

Dòng chảy trong khu vực chịu tác động của nhiều yếu tố nhưng dòng chảychính phần lớn phụ thuộc vào chế độ gió mùa trong khu vực Vào mùa gió đôngbắc từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau dòng chảy chính theo hướng Nam đến TâyNam Tốc độ dòng chảy khoảng 0,75 – 1,75 m/s Vào mùa gió Tây Nam (từtháng 5 đến tháng 9), dòng chảy chính có chiều ngược lại theo hướng Bắc đếnĐông Bắc, tốc độ dòng chảy khoảng 1 - 1,5 m/s Nhiệt độ nước biển ở Bạch Hổ

và Rồng nói chung là 25-260C.

Sản lượng khai thác dầu hiện nay ở mỏ Rồng và Bạch Hổ trung bình đạt

108 ngàn thùng dầu / ngày đêm, trong khi đó, tổng sản lượng khai thác toàn bể

cửu Long chỉ là 150 ngàn thùng dầu/ ngày đêm.Tổng sản lượng dầu của ViệtNam hiện nay đang ở mức 180 ngàn thùng dầu / ngày đêm Trong đó thuộc bể

Nam Cơn Sơn là 30 ngàn thăng/ ngày đêm

1.2 Đặc điểm và tính chất dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ.

1.2.1 Đặc tính hoá học.

Dầu thô mỏ Rồng & Bạch Hổ là một hỗn hợp của các hydrocacbon có số

cacbon như sau:

Từ C1 đến C5 ở dạng khí

Từ C6 đến C8 là chất lỏng có nhiệt độ sôi thấp

Tư C9 đến C12 là các chất lỏng có nhiệt độ sôi cao

Từ C13 đến C18 là các chất lỏng có nhiệt độ sôi rất cao

Từ C17 đến C40 là những parafin rắn có độ cứng khá cao ở nhiệt độ thường

và nhiệt độ nóng chảy cao

Trong dầu thô ở đây có một số thành phần dễ đông đặc gây khó khăn trongvận chuyển là:

 Parafin: Các hydrocacbon có số cacbon từ C17 đến C71

Những hydrocacbon có số cacbon từ C40 trở lên là những parafin rắn cókhối lượng phân tử cao, dễ dàng tách ra khỏi dầu khi ở nhiệt độ thấp, kết tinh vàbám vào các đường ống dẫn, ống khai thác, ống vận chuyển gây hiện tượng lắngđọng làm tắc nghẽn dòng chảy Ngoài thành phần parafin còn hiện diện một sốhydrocacbon có số các bon nhỏ hơn C17 trong chất lắng đọng ở nhiệt độ thấp

hydrocacbon hiện diện trong chất lắng đọng.

 Nhựa và asphalten: Đây là những hợp chất chiếm một lượng không

đáng kể trong dầu thô nhưng là những thành phần rất quan trọng quyết định tínhchất của dầu Dầu thô chứa nhiều nhựa và asphalten thường có độ nhớt cao vàtuy dầu có điểm đông đặc không cao nhưng những chất lắng đọng lại bám dính,rất khó xử lý Ở điều kiện bình thường, hàm lượng nhựa và asphalten càng caothì tỷ trọng và độ nhớt của dầu càng cao

1.2.2.Đặc tính vật lý.

a/ Khối lượng riêng (khối lượng thể tích).

Khối lượng riêng của dầu thô là khối lượng của một đơn vị thể tích dầu

thô ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cho trước Ký hiệu là 0

Khi thay đổi T và P thì lưu chất sẽ thay đổi, đối với chất lỏng P ítảnh hưởng

Trong phòng thí nghiệm xác định 0 theo công thức:

(1.1)Trong đó: m khối lượng (kg); V là thể tích ( m3)

Đơn vị: kg/m3 (đơn vị chuẩn) ; lb/cuft

Khối lượng riêng của dầu thô phụ thuộc vào nhiệt độ và có thể xác định

theo công thức D.I Mendeleev: (1.2) Với là hệ số giãn nở nhiệt của dầu trong điều kiện đẳng áp

Bảng 1.2 Đặc điểm khối lượng riêng dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ

Các tầng sản phẩm Loại dầu Khối lượng riêng ở 20 o C (kg/m 3 ) Mioxen dưới

Tầng móng

Dầu nhẹ Dầu trung bình Dầu nặng Dầu nhẹ

với : Khối lượng riêng của dầu thô (kg/m3)

: Khối lượng riêng của nước (kg/m3)

Ngoài ra trong công nghiệp dầu khí người ta thường xác định tỷ trọng củadầu theo oAPI

Bảng 1.3 Độ nhớt của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ:

Tầng sản phẩm Loại dầu ở 50 o C, m 2 /s ở 70 o C, m 2 /s Mioxen dưới

Dầu nhẹ Dầu trung bình Dầu nặng

e/ Hệ số gión nở nhiệt đẳng áp của dầu thô.

Hệ số gión nở của dầu thô là sự thay đổi thể tích của dầu thô khi nhiệt độthay đổi ở áp suất không đổi (đẳng áp)

Ký hiệu:

Đơn vị: 1/ o C

(1.8)

hoặc (1.9) Thông thường : = 0.0006 ÷ 0.001 (1/oC)

Hệ số gión nở nhiệt đẳng áp của dầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng cũng nằmtrong giới hạn này

f/ Sức căng bề mặt.

Sức căng bề mặt là sự mất cân bằng phát sinh do chênh lệch giữa các lựchút phân tử của các phân tử dầu - khí ngay trên ranh giới dầu - khí

với Pch : Thông số Parachor

: Khối lượng riêng của dầu thô (chất lỏng) (kg/m3)

: Khối lượng riêng của khí (kg/m3)

M : Khối lượng phân tử (kg/kmol)

g/ Nhiệt dung riêng.

Nhiệt dung riêng của dầu thô là lượng nhiệt cần thiết để nung nóng 1 kgdầu thô lên 1 oC

Ký hiệu : Co

Đơn vị : J/kgoC

Công thức Crego :

(1.11)

với t: Nhiệt độ của dầu thô (oC)

Nếu xét đến ảnh hưởng của parafin lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ Bạch

Hổ và Rồng, ta có:

(1.12)

với P : Hàm lượng parafin (%)

: Khối lượng riêng của dầu thô ở 20oC (kg/m3)

CPa :Nhiệt dung riêng của parafin (J /kgoC)

CPa = 2720 (J /kgoC)

Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ Bạch Hổ

và Rồng, ta có:

C = (1 – W) CP + W.CW (1.13)

với w : Hàm lượng nước (%)

Cw: Nhiệt dung riêng của nước (J /kgoC)

Cw = 4200 (J /kgoC)

h/ Độ dẫn nhiệt.

Độ dẫn nhiệt của dầu là khả năng truyền nhiệt do dao động của các phần

tử mà không có sự dịch chuyển của các phân tử

w = 0,62 (W/m oC)

k/ Nhiệt độ đông đặc.

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ mà tại đó dầu thô bắt đầu xuấthiện sự kết tinh parafin và dầu thô trở nên đặc Dưới nhiệt độ này dầu thô mấttính linh động và khả năng chảy

Bảng 1.4 Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ cũng giống như dầu

mỏ khác, phụ thuộc vào thành phần các hydrocacbon, các chất keo nhựa, hàmlượng parafin Ngoài ra tỉ lệ giữa parafin và asphalten sẽ quyết định đến nhiệt

độ đông đặc của dầu Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon no tăng theo sốnguyên tử cacbon, số nguyên tử cacbon càng lớn thì nhiệt độ kết tinh càng cao

và ngược lại

Nhìn chung dầu thô mỏ Rồng có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt cao hơndầu mỏ Bạch Hổ, do chứa nhiều các hợp chất keo nhựa hơn dầu thô khai thác ở

mỏ Bạch Hổ

1.2.3 Tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ.

Trong một khoảng nhiệt độ rất rộng, dầu thô là chất lỏng

Tính chất của chất lỏng thể hiện qua độ nhớt có liên quan đến sự chảy của

nó Quan hệ này được xem là tính lưu biến của chất lỏng Vậy đặc tính phụthuộc dòng chảy theo ứng suất trượt giữa các lớp chất lỏng và độ nhớt gọi là tínhlưu biến của chất lỏng Nói cách khác, sự phụ thuộc độ nhớt của dầu thô vào sựbiến đổi gradien vận tốc và ứng suất trượt giữa các lớp gọi là tính lưu biến củadầu thô

Từ khái niệm về tính lưu biến của chất lỏng, người ta chia dầu thô thành 2dạng chất lỏng bao gồm:

Số nguyên tử cacbon

Nhiệt độ kết tinh ( o C)

Dạng chất lỏng Newton là chất lưu mà chuyển động của nó tuân theo địnhluật Newton.

(1.17)

với F : Lực ma sát giữa các lớp chuyển động (N)

0 : Độ nhớt động lực của dầu thô (m2/s)

S : Diện tích bề mặt ma sát (m2)

: Gradien vận tốc (1/s)

Ứng suất trượt :

(1.18)

với : Ứng suất trượt của chất lưu ( N/m2)

Độ nhớt của chất lỏng Newton chỉ phụ thuộc vào loại chất lỏng mà khôngphụ thuộc vào vận tốc trượt và vận tốc trung bình của dòng chảy

Đối với chất lỏng Newton, quan hệ giữa và là tuyến tính, là mộtđường thẳng qua gốc toạ độ với hệ số góc là độ nhớt của chất lỏng:

(1.19)

1.2.3.2 Dạng chất lỏng phi Newton của dầu thô

Dạng chất lỏng phi Newton 1 lưu chất khi chuyển động không tuân theođịnh luật Newton, được chia làm 3 loại:

 Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến không phụ thuộc thờigian

 Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến phụ thuộc thời gian

 Chất lỏng dẻo đàn hồi

a/ Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến không phụ thuộc thời

khi ≤ : Chất lỏng không chảy

khi > : Xuất hiện chảy nhớt

Phương trình lưu biến :

(1.20)

với : Ứng suất trượt tĩnh (Pa) là giá trị mà áp lực tiếp tuyến phải thắng

được để gây ra sự trượt giữa hai lớp lân cận, khởi sự quá trìnhphá huỷ cấu trúc trong dầu tạo ra dòng chảy phát sinh doquá trình tái tạo cấu trúc dầu ở trạng thái tĩnh có nhiệt độ thấpnên nó là hàm số của thời gian tĩnh ( thời gian ngừng vận hành).Thời gian càng dài thì cấu trúc càng bền và càng tăng, kéotheo sự tăng của ứng suất trượt và do đó nó làm tăng áp suấtkhởi động đường ống

Hình 1.2 Đường cong chảy của một số chất lỏng.

Sự phụ thuộc của ứng suất trượt vào vận tốc là đường cong đi qua gốctọa độ và được biểu diễn bằng phương trình có dạng hàm số mũ:

;n<1 (1.21)

với k : Chỉ số độ sệt đặc trưng cho độ nhớt, độ nhớt của chất lỏng càng

lớn thì k càng lớn (hệ số nhớt của chất lỏng giả dẻo)

n : Đặc trưng cho mức độ sai lệch với chất lỏng Newton, n cũng làhằng số đối với mỗi chất lỏng và gần như không đổi trong một khoảng thay đổivận tốc trượt khá lớn

Ví dụ: Các loại huyền phù chứa hạt không đối xứng, dung dịch polime .đều thuộc loại chất lỏng giả dẻo

 Chất lỏng Dilatan.

Không có giới hạn độ linh động nhưng khi gradien vận tốc tăng thì độ nhớt

tăng Chất lỏng Dilatan là huyền phù đậm đặc mà các phân tử lơ lửng có sức đẩynhau ra

Phương trình đặc trưng cho chất lỏng Dilatan :

Trong đó n > 1, ứng suất trượt thì giống như chất lỏng Newton ở giai đoạngradien vận tốc nhỏ nhưng khi gradien vận tốc đạt đến một giá trị nhất định thì tăng đột ngột.

b/ Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến phụ thuộc thời gian.

Đây là loại chất lỏng không thể mô tả bằng phương trình đặc trưng tínhlưu biến, bao gồm 2 loại:

 Chất lỏng Thixotropy có cấu trúc biến đổi khi tốc độ biến dạng

không đổi, độ nhớt giảm theo thời gian Do đó độ nhớt của loại chất lỏng nàyphụ thuộc vào hai thông số thời gian chuyển động và vận tốc của nó

Ví dụ: Sữa chua là loại chất lỏng này

 Chất lỏng Rheological có cấu trúc chất lỏng không thay đổi khi

chuyển động, do ảnh hưởng của chuyển động đơn hướng mà độ chảy của nó bịkém đi Chất lỏng loại này phần lớn là các chất keo

Ví dụ: Lòng trắng trứng

c/ Chất lỏng dẻo - đàn hồi.

Đây là loại chất lỏng có cấu trúc có khả năng phục hồi hình dạng khingưng tác dụng lực và có tính nhớt

Ví dụ: Các loại nhựa đều thuộc loại chất lỏng này

1.2.3.3 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô.

Xem xét tính lưu biến của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ phải trên cơ sở cácthông số ảnh hưởng Cơ sở xây dựng tính lưu biến là dựa trên khái niệm về độnhớt Do đó độ nhớt là thông số quyết định ảnh hưởng đến đặc tính lưu biến củachất lỏng

Nhưng độ nhớt của dầu thô là một hàm theo các thông số sau :

 P: Thông số áp suất, nó không biểu hiện độ nhạy cảm như các thông sốtrên Tuy nhiên thực nghiệm cho thấy sự tăng áp suất có khuynh hướng làm tăng

độ nhớt của chất lỏng

 D: Thông số tốc độ trượt của lưu chất, tác nhân này ảnh hưởng rất nhiềuđến độ nhớt của chất lỏng Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm độnhớt của chất lỏng

 t: Thông số thời gian, nó ảnh hưởng đến độ nhớt một vài chất thuộc vàodạng chất lỏng có đặc tính lưu biến phụ thuộc thời gian

Ngoài các thông số cơ bản trên một số thông số đặc trưng sau đây cũng cóảnh hưởng đến các tính chất lưu biến của dầu thô

 Ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưu biến của dầu tầng móng.

Sự xuất hiện nước trong dầu mỏ rồng làm cho tính chất lưu biến của dầuxấu đi đáng kể Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứngsuất trượt động của nhũ tương dầu - nước bắt đầu tăng một cách đáng kể

Bảng 1 5 Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu - nước

độ nhớt dẻo và ứng suất trượt động của nhũ càng lớn, như vậy khả năng lưuchuyển của dầu trong đường ống càng khó khăn hơn

Hình 1.2 sau đây cho thấy, khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 68%,

độ nhớt và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu - nước giảm đột ngột, chứng

tỏ nhũ tương nghịch“nước trong dầu” đã chuyển sang nhũ tương thuận “dầutrong nước”

Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưubiến của dầu tầng móng cho phép điều chỉnh hợp lý quá trình vận chuyển dầu

bằng đường ống

Hình 1 3 Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm lượng nước

 Ảnh hưởng của độ bão hồ khí và nước đến các đặc tính lưu biến của dầu.

Ảnh hưởng của độ bão hồ khí và ngậm nước đến các thông số lưu biến củadầu rất phức tạp và cho đến nay vẫn chưa có công trình nghiên cứu nào đượccông bố

Tuy nhiên các thông số lưu biến của mẫu nhũ tương dầu - nước có thể được

xác định trên máy đo độ nhớt RV-20 của hãng HAAKE dựng hệ đo cao ápD100/300.

Khi lượng khí hồ tan trong dầu càng tăng, độ nhớt và ứng suất trượt độngcàng giảm sẽ tạo điều kiện cho các hạt nước linh động hơn, có cơ hội xích lạigần nhau, kết hợp với nhau và lắng nhanh hơn

Một số kết quả nghiên cứu ban đầu về ảnh hưởng đồng thời của cả mức độ bão hồ khí và ngậm nước (hàm lượng không lớn) đến các đặc tính lưu biến của

dầu khai thác tại các mỏ Rồng và Bạch Hổ được thể hiện trong bảng 1.6

Bảng 1.6 Kết quả ảnh hưởng của mức độ ngậm nước và khí đến tính lưu

biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ.

Độ nhớt dẻo của dầu ở các mức độ bão hồ khí và ngậm nước , mPa.s Nhiệt độ đo

O C

44,7 m 3 (khí) /T (dầu) 65,5

m 3 (khí)/T(dầu) 11% (nước) 21% (nước) 28% (nước) 21% (nước)

Bảng 1-6 Cho thấy các parafin nặng kết tinh khá cao và tăng nhanh theo số

nguyên tử cacbon Ban đầu các parafin kết tinh thành các tinh thể đơn sau đótích tụ thành dạng hạt

 Ảnh hưởng của hoá phẩm: Các phụ gia có tác dụng làm giảm nhiệt

độ đông đặc, giảm độ nhớt, làm biến dạng tinh thể parafin rất tốt Do đó việc sửdụng phụ gia xử lý dầu trước khi bơm chuyển được áp dụng hầu như cho toàn

bộ dầu nhiều parafin Việc sử dụng phụ gia hợp lý sẽ làm tăng tính lưu biến củadầu thô, làm tăng hiệu quả vận chuyển dầu thô và phòng chống được lắng đọngparafin đã được áp dụng ở Rồng và Bạch Hổ

 Ảnh hưởng của hàm lượng keo - nhựa: Đây là những hợp chất

chiếm một lượng không đáng kể trong dầu thô nhưng là những thành phần rấtquan trọng quyết định đến tính chất của dầu Dầu thô chứa nhiều keo nhựa sẽ cóđặc điểm làm cho dầu có độ nhớt cao nhưng nhiệt độ động đặc của dầu khôngcao.Tuy nhiên những chất lắng đọng này lại bám dính, rất khó bị xử lý

Từ kết quả nghiên cứu thực nghiệm chỉ ra rằng tính chất lưu biến của dầuthô mỏ Rồng ở nhiệt độ thấp hơn 40oC tương ứng với cơ chế chuyển từ pha phântán tự do về pha phân tán liên kết Khi đó làm tăng đáng kể độ nhớt dẻo, ứngsuất trượt tĩnh và ứng suất trượt động Hiện tượng đó dẫn đến những trở ngạiđáng kể trong việc vận chuyển dầu thô trong các đường ống dẫn công nghiệpnằm ở đáy biển không được bọc các lớp cách nhiệt

1.2.4Nghiên cứu hiện tượng lắng đọng parafin.

Lắng đọng parafin trên thành ống là hiện tượng phổ biến khi vậnchuyển dầu thô mỏ Rồng bằng đường ống không cách nhiệt và nhiệt độ thấp hơnnhiệt độ kết tinh parafin Nó phụ thuộc vào thành phần hoá học của dầu, mức độtổn thất nhiệt và chế độ khai thác, vận chuyển Kết quả phân tích thành phầnchất lắng đọng cho thấy đây là hỗn hợp gồm các parafin nặng, asphalten, tạpchất cơ học Trong đó asphalten và parafin chiếm một tỷ lệ lớn

a/ Điều kiện thành tạo và nguyên nhân lắng đọng parafin.

Có 3 yếu tố tạo điều kiện hình thành các lớp lắng đọng parafin

 Sự tồn tại trong dầu những hạt rắn parafin tách ra từ trạng thái hồ tan khi

dầu bị nguội (yếu tố nhiệt độ)

 Khí bị tách ra dọc dòng chảy trong đường ống (yếu tố khí)

 Độ nhớt của dầu (yếu tố độ nhớt)

Ngoài ra do trạng thái bên trong của thành ống có độ nhám lớn, không nhẵnbóng làm tăng hệ số ma sát dẫn đến mất năng lượng dọc đường, kéo theo tổnhao áp suất bơm chuyển tăng Khi áp suất giảm nhanh và giảm đến một giá trịnào đó thì khí bắt đầu tách ra khỏi hỗn hợp Khi đó trạng thái của hệ mất cânbằng về nhiệt động học làm cho các tinh thể parafin có điều kiện hình thành Bên cạnh đó, nhiệt độ kết tinh của từng loại parafin của mỗi loại dầu khácnhau, ở mỗi mỏ khác nhau, có nhiệt độ kết tinh khác nhau Nhiệt độ kết tinh củaparafin là nhiệt độ mà tại đó các phân tử parafin bắt đầu hình thành tinh thể Tạinhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng Newton, còn ởnhiệt độ thấp hơn nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng phi Newton

b/ Cơ chế kết tinh parafin.

Khi nhiệt độ của dầu giảm xuống đến nhiệt độ kết tinh parafin, các tinh thểparafin bắt đầu hình thành ở trạng thái tinh thể đơn Mặc dù vậy hiện tượng lắngđọng vẫn chưa xảy ra, các tinh thể parafin có khuynh hướng phân tán vào trongdầu nếu nhiệt độ trên thành đường ống và nhiệt độ dầu là như nhau

Vận chuyển dầu thô trong điều kiện nhiệt độ môi trường thấp, đường ốngkhông được bọc cách nhiệt, trên thành đường ống luôn lạnh hơn phía bên trong

và hiện tượng kết tinh, lắng đọng parafin liên tục xảy ra, nếu nhiệt độ thành ốngtiếp tục nhỏ hơn nhiệt độ dầu trong đường ống Như vậy, giảm nhiệt độ của dầu

và chênh lệch nhiệt độ giữa thành ống và dầu là hai yếu tố quan trọng nhất quyếtđịnh đến khả năng kết tinh và lắng đọng parafin Ngoài ra một số yếu tố kháccũng ảnh hưởng đến quá trình này là độ nhám bề mặt thành ống, kích thước vàhàm lượng parafin tạo thành, chế độ dòng chảy

Khi nghiên cứu dòng chảy của dầu thô trong đường ống một cách chi tiết,người ta đã đưa ra hai cơ chế quan trọng của sự hình thành lớp lắng đọng trên bềmặt thành ống Đó là cơ chế “khuếch tán phân tử” và cơ chế “khuyếch tán tinh

thể và trượt phân tử”.

 Cơ chế “khuếch tán phân tử”.

Khi nhiệt độ thành đường ống giảm đến nhiệt độ kết tinh parafin thì cơ chế

“khuyếch tán phân tử” bắt đầu thể hiện Nguyên nhân dẫn đến sự vận động củaphân tử parafin theo cơ chế này là do parafin kết tinh trên thành ống làm mật độphân bố parafin giữa các vùng trên cùng một mặt cắt dòng chảy không đồngđều Parafin khuyếch tán từ trong lõi dầu nơi có mật độ cao ra vùng sát thànhống nơi diễn ra quá trình kết tinh, có mật độ parafin nhỏ

Tốc độ khuếch tán của parafin hồ tan ra thành ống được xác định theokhối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống tính bằng phương trìnhFick như sau:

(1.23)

Trong đó:

m: Khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống trên mộtđơn vị diện tích trong thời gian 1 giây (kg/m2.s)

: Khối lượng riêng của parafin rắn (kg/m3)

D: Hệ số khuếch tán của parafin trong dầu (m2/s)

dC/dr: Gradien tập trung parafin hồ tan theo nhiệt độ (1/oC)

dT/dr: Gradien nhiệt độ theo khoảng cách (oC/m)

Theo kinh nghiệm hệ số khuếch tán parafin tỷ lệ nghịch với độ nhớt độnglực của dầu

môi trường bên ngoài) Tốc độ khuyếch tán tăng tới giá trị lớn nhất khi nhữngtinh thể parafin đầu tiên xuất hiện trên thành ống, sau đó giảm dần khi nhiệt độgiảm đến gần nhiệt độ môi trường xung quanh Phương trình Fick cũng chỉ rarằng: Nếu nhiệt độ thành ống cao hơn nhiệt độ dầu thì các chất lắng đọng tan trởlại vào trong dầu.

 Cơ chế “khuyếch tán tinh thể và trượt phân tán”.

Khi nhiệt độ dầu giảm xuống thấp hơn nhiệt độ kết tinh, các tinh thểparafin bắt đầu hình thành ngay trong dầu trong quá trình vận chuyển các tinhthể parafin này có xu hướng khuyếch tán ra ngoài thành đường ống và dịchchuyển với tốc độ trung bình theo hướng dòng chảy

Tại thành ống các tinh thể này kết tinh với parafin đã kết tinh và lắngđọng trước đó hoặc nó bị trượt trên thành ống do tác dụng vận tốc của dòngchảy Hiện tượng này được coi như là mô hình của cơ chế “khuyếch tán tinh thể

và trượt phân tử” Từ khi xuất hiện hiện tượng kết tinh parafin trong lõi dầu, cáctrung tâm kết tinh phân bố đồng đều hơn và do đó chất lắng đọng không chắcbằng trước đó khi mới chỉ có hiện tượng khuyếch tán phân tử

Yếu tố ảnh hưởng đến sự lắng đọng parafin theo cơ chế “khuyếch tán tinhthể và trượt phân tử” là

 Vận tốc dòng chảy

 Mức độ tổn hao nhiệt

 Hình dạng và kích thước các tinh thể, các hạt parafin hình thành trong dầu

Cơ chế “khuyếch tán tinh thể và trượt phân tử” sẽ chiếm ưu thế nếu nhưhàm lượng parafin trong lõi dầu cao, đó là khi nhiệt độ của phần lớn dầu đãgiảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh parafin

Ở trạng thái bão hồ khí trong điều kiện vỉa, các dạng parafin khó nóngchảy nằm trong trạng thái cân bằng hồ tan, khi thay đổi điều kiện cân bằng nhiệtđộng và có sự tách khí từ dầu, các dạng parafin khó nóng chảy hơn ban đầu bắtđầu hình thành các tinh thể

Ở thời kỳ đầu của quá trình nêu trên, thực tế chưa ảnh hưởng đến khả

năng nâng chuyển chất lỏng trong cần ống khai thác hoặc ống dẫn Tuy nhiên,tuỳ theo sự giảm nhiệt độ, quá trình đó có ảnh hưởng rõ rệt đến tính chất lưubiến của dầu khai thác và vận chuyển

Quá trình lắng đọng parafin cao phân tử trên thành ống làm thu hẹp dầntiết diện ướt của dòng chảy và có ảnh hưởng xấu đến khả năng nâng chuyển chấtlỏng Quá trình lắng đọng parafin trong cần ống khai thác, trong đường ống dẫn

và trong các bình chứa là các hiện tượng khá phức tạp phụ thuộc vào thành phầncác chất nhựa, asphalten có trong dầu thô

1.2.5 Các chỉ tiêu đặc tính hoá lý dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ.

1.2.5.1 Khái quát về dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ

Dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ là loại dầu ngọt, nhiều parafin, tỷ trọng vàokhoảng 38.6oAPI

Dầu thô khai thác ở mỏ Rồng chủ yếu nằm trong tầng móng granit nứt nẻnhư ở mỏ Bạch hổ cho nên dầu có hàm lượng parafin cao chiếm 10 - 25%, tỉ lệlưu huỳnh thấp (nhưng lớn gấp 2 lần so với dầu mỏ Bạch Hổ) Nhiệt độ đôngđặc cao vì thế vấn đề thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm khai thác theođường ống từ các giàn vệ tinh về giàn cố định và đến kho nổi chứa xuất dầu(FSO - 3) bằng hệ thống đường ống ngầm dưới đáy biển gặp rất nhiều khó khăn,

do dầu đông đặc và mất tính linh động ở nhiệt độ tương đối cao cho nên vậnchuyển các loại dầu này bằng đường ống thường kèm theo tổn thất thuỷ lực lớn

Đồng thời với sự xuất hiện các lớp lắng đọng làm giảm thiết diện ống, kếtquả là làm gia tăng tổn thất thuỷ lực khi bơm dầu, áp suất khởi động tăng vànguy cơ tắc đường ống khi dừng bơm là rất cao

1.2.5.2 Chỉ tiêu lý hoá dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ

Về mặt lý - hoá dầu trong phần trên của Mioxen dưới (GK 2, 9) làdầu nặng :

 Khối lượng riêng trung bình 0.92g/cm3

 Độ nhớt cao 24.6 - 64.2 cSt

 Ít lưu huỳnh 0.105 - 0.176%

 Giàu parafin 12 - 20%

Dầu từ phần dưới của Mioxen dưới (GK 6) là dầu có :

 Khối lượng riêng trung bình 0.832 g/cm3

 Độ nhớt thấp 5 - 6 cSt

 Ít lưu huỳnh, ít parafin và nhựa

Trong trầm tích Oligocence trên, dầu được tìm thấy ở các giếng khoan(GK 2, 3, 6, 7) nói chung dầu thuộc loại nặng và tương đối nặng có:

 Khối lượng riêng vào khoảng 0.87 - 0.92 g/cm3

 Độ nhớt cao 11.02 - 63.90 cSt

 Hàm lượng lưu huỳnh cao

Trong lúc đó, dầu từ trầm tích Oligocence dưới gặp ở các giếng khoan (GK 6,7) là dầu tương đối nặng:

 Khối lượng riêng 0.862 - 0.876 g/cm3

 Độ nhớt tương đối thấp 10.65 - 21.16 cSt

 Hàm lượng lưu huỳnh thấp

 Hàm lượng parafin cao, trung bình 20%

Trong móng phong hoá nứt nẻ, ở các giếng khoan (GK 6, 9 và cả ở R7)gặp dầu có:

Trong móng phong hoá nứt nẻ, ở các giếng khoan (GK 6, 9 và cả ở R7)gặp dầu có:

 Khối lượng riêng trung bình 0,837 g/cm3

 Độ nhớt thấp và cũng như dầu trong tầng Oligocence trên, hàmlượng lưu huỳnh thấp và parafin nói chung cao

Bảng 1.7.Một số chỉ tiêu trung bình cơ bản của dầu Mỏ Rồng & Bạch Hổ

Mặc dù có sự đa dạng về tính chất lý - hoá, dầu khai thác tại các mỏ củaXNLD là loại dầu có hàm lượng parafin từ 10 - 25% Điều này cho phép xếp nóvào loại dầu parafin cao

Nhiệt độ đông đặc của dầu biến đổi trong khoảng 23 - 33.6oC Nhiệt độ thấpnhất của nước biển xung quanh đường ống có khi xuống tới 21.6oC Trong điềukiện như vậy phần lớn dầu khai thác được xếp vào loại dầu có nhiệt độ đông đặc

cao.Ảnh hưởng tới nhiệt độ đông đặc của dầu ngoài parafin còn có các thành

phần nhựa và asphalten Hàm lượng của các chất đó trong dầu khai thác tại các

mỏ Rồng và Bạch Hổ dao động trong khoảng 2,6 – 19,7%

Trong thực tế khai thác dầu ở mỏ Rồng,dầu có hàm lượng parafin và nhiệt

độ đông đặc cao đã làm phức tạp đáng kể cho quá trình khai thác, nghiên cứu,sửa chữa giếng và đặc biệt trong thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm dầubằng đường ống

Song còn tùy theo các đối tượng khác nhau lại có những đặc trưng khácnhau, như ở bảng 1.8 sau đây.

Bảng 1.8 Các thông số đặc trưng dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ.

Các thông số của dầu thô

Dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ Mioxen

hạ vòm bắc

Mioxen

hạ vòm nam

Oligoxe

Hàm lượng parafin , % 16,0 17,0 17,6Hàm lượng nhựa asphalten , % 10,8 5,6 5,8Nhiệt độ bão hồ dầu vỉa, o C 56,0 55,0 56,0Nhiệt độ bão hồ dầu tách khí o C 59,0 57,5 58,0

Trong bảng 1.8 dẫn ra hàm lượng đặc trưng của parafin, nhựa và

asphalten có trong dầu thô ở những đối tượng khai thác khác nhau của mỏ Rồng

và Bạch Hổ

1.2.6 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ và hướng cải thiện.

1.2.6.1 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ.

Dầu thô mỏ Rồng & Bạch Hổ là loại dầu parafin có độ nhớt và nhiệt độđông đặc cao Ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ kết tinh parafin, dầu thô nói chungđược xem như là một hệ keo có tính chất lưu biến của chất lỏng Newton Khinhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ bão hồ parafin của dầu, quá trình kết tinhparafin và hình thành cấu trúc mạng không gian sẽ bắt đầu xảy ra Lúc này một

hệ thống phân tán liên kết được gọi là “gel” sẽ thay thế pha lỏng trong dầu.Nồng độ pha phân tán tiếp tục tăng, mạng tinh thể tiếp tục được tạo thành và trởnên bền vững hơn và chúng thể hiện tính phi Newton

Từ lúc xuất hiện tinh thể parafin đầu tiên đến khi mạng tinh thể parafinbắt đầu hình thành dầu thô có tính chất của chất lỏng giả dẻo, pha phân tán rắn

là các tinh thể, các hạt parafin ở huyền phù tự do Sau khi mạng tinh thể đã hình

thành, dầu thô có tính chất của chất lỏng nhớt dẻo, đường cong chảy có dạngnhư mô hình Bingham.

Trong trường hợp vận chuyển dầu thô dưới nhiệt độ kết tinh parafin, khiứng suất trượt tăng đến một giá trị nào đó, toàn bộ các tinh thể parafin, các giọtchất lỏng ở dạng nhũ tương đã được định hướng theo dòng chảy (hoặc mạngtinh thể parafin đã bị phá vỡ hoàn toàn) thì độ nhớt của dầu không còn phụthuộc vào gradien vận tốc nữa mà chỉ phụ thuộc vào nhiệt độ

Tính lưu biến của các mẫu dầu mỏ Rồng ở một số tầng sản phẩm được

trình bày trong bảng 1.5

Trong trường hợp dừng bơm,độ bền cấu trúc dầu thô tăng theo thờigian, ứng suất trượt tĩnh sau một thời gian dừng bơm tăng tỉ lệ với thời giandầu ở trạng thái tĩnh Sau khi tiến hành thí nghiệm với nhiều mẫu dầu có tỉ lệgiữa hợp chất keo nhựa và parafin khác nhau người ta rút ra được nhận xét

“dầu thô có tỉ lệ giữa keo - nhựa và parafin lớn thì dầu có nhiệt độ đông đặcgiảm và ngược lại”

Điều này nói lên rằng các chất keo nhựa có vai trò như là các chất làmgiảm điểm đông đặc tự nhiên Qua thí nghiệm người ta cũng nhận thấy độ nhớtcủa dầu tăng theo hàm lượng các chất keo nhựa và dị thường độ nhớt của dầuparafin bắt đầu xuất hiện ở nhiệt độ gần với nhiệt độ kết tinh parafin

Như vậy các chất keo nhựa có tác dụng làm giảm điểm đông, cản trở quátrình hình thành mạng cấu trúc nhưng lại làm tăng độ nhớt của dầu Đây là đặcđiểm rất quan trong giúp cho việc xử lý dầu mỏ Rồng & Bạch Hổ trước khi vận

chuyển từ CNTT- 2 sang tàu FSO - 3 và ngược lại.

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 đểvận chuyển, đảm bảo an toàn cho quá trình bơm dầu có hàm lượng parafin vànhiệt độ đông đặc cao bằng đường ống Việc sử dụng dung môi hoặc pha dầu cóhàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao với dầu có độ nhớt thấp không thểthực 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 cáchnhiệt 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 vớigiếng 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 hoáphẩm vào)

Những nghiên cứu cải thiện tính lưu biến của dầu bằng hoá phẩm giảmnhiệt độ đông đặc đã được tiến hành ở XNLD Vietsovpetro từ năm 1989 chođến 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 chảycủa parafin Đối với dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ kết quả tốt nhất thu nhận được làkhi dầu được gia nhiệt tới 65-70oC Nhưng hiệu ứng của quá trình xử lý nhiệtkhông ổn định và hiệu quả không cao

Để tăng cường và ổn định tính lưu biến của dầu sau khi xử lý nhiệt cầnphải 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 họccủa hoá phẩm và của bản thân dầu thô Điều đó được giải thích bằng tính chọnlọc của dầu và hoá phẩm Quá trình định lượng hoá phẩm vào dầu khai thác tạicác 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 đặccủa 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 khácnhau 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 quảđối 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

CHƯƠNG 2

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG NƯỚC,NHIỆT ĐỘ

Trên các giàn khoan dầu, phương pháp phân tích đầu tiên được áp dụng

là phương pháp xác định hàm lượng nước đây là phương pháp đầu tiên củachăm 3 phương pháp phân tích nhanh (express-analyze): hàm lượng nước, tạpchất cơ học và tỷ trọng Các phương pháp phân tích nhanh dầu mỏ đem lạinhững thông số cần thiết đầu tiên để điều chỉnh chế độ khai thác ngay tại hiệntrường Những phân tích tiếp theo tại cơ sở thí nghiệm trên bờ thường là phântích toàn diện dầu mỏ

Công tác phân tích toàn diện nhằm thu thập những chỉ tiêu của dầu mỏ làm tàiliệu cơ sở phục vụ cho tính toán trữ lượng vỉa, mỏ tầng… cũng như tính toán hệ

số thu hồi và cấu tạo vùng chứa dầu (vỉa, tầng, mỏ) Sau đây là các phương phápthí nghiệm phân tích dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ được thực hiện áp dụng cho đềtài tại Phòng thí nghiệm phân tích dầu của Viện Nghiên cứu và thiết kế thuộcXNLD Vietsopetro

2.1 – PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG NƯỚC

Như đã phân tích ở chương 1 cho thấy hàm lượng nước ảnh hưởng lớn đếntính lưu biến của dầu Do vậy việc xác định hàm lượng nước rất cần thiết, đểphục vụ cho việc xử lý trong vận chuyển dầu

2.1.1 Mục đích:

- Xác định phần trăm thể tích hàm lượng nước chứa trong mẫu thí nghiệm

2.1.2 Ý nghĩa:

- Phương pháp này giúp cho ta biết được dầu từ giếng lên ngậm bao nhiêu

% nước trong dầu mỏ,giúp cho việc tính lưu lượng dầu của giếng khai thácđược, và đề ra phương án bơm hóa phẩm tách nước ngay trên giàn kịp thời

- Cho biết chế độ khai thác đang áp dụng đảm bảo chất lượng cho dầu mỏ

- Bếp điện có điều chỉnh cường độ đun nóng

- Xăng dung môi có giới hạn sôi 90 1400 C

- Đá bọt hoặc vài miếng sành sứ ( khi bếp điện không có khuấy từ)

- Toluen

2.1.5 Chuẩn bị thí nghiệm:

- Lắc chai mẫu 5 phút trong chai chứa không quá 2/3 thể tích Khi mẫuđặc và đóng rắn, cho phép đun nóng chảy ở nhiệt độ 40 500 C

- Lấy mẫu với hàm lượng như sau:

Hàm lượng nước giả thiết ( V%) đến 10 10 20 Trên 20 Lượng mẫu cần lấy (ml) 100 50 25

- Không rửa ống đong, định mức tiếp 100 ml dung môi, đổ vào bìnhchưng hoặc tráng rửa ống đong 2 3 lần, mỗi lần 20 30 ml dung môi sao chotổng lượng dung môi sử dụng là 100 ml Đối với những mẫu nhiều nước và lạitạo nhũ tương bền vững, có thể cho thêm 10 20 ml toluen để chưng cất nướcđược triệt để Lắp ráp bộ chưng cất nước, đặt bình chưng cất lên bếp điện, bậtkhuấy từ Đối với bếp điện không trang bị khuấy từ, cần thả vào bình chưng vàimiếng sành sứ Cho nước lạnh luân chuyển qua sinh hàn

u hơn 60 phút.

- Ghi thể tích nước trong ống góp và tính kết quả hàm lượng nướctheo công thức:

HLN(%)= 100% (2.1) Trong đó: Vn là thể tích nước trong ống góp thu được (ml)

Vd là thể tích dầu mỏ lấy để thí nghiệm (ml)

- Nếu hàm lượng nước ít hơn 0,03 ml thì được coi là ở dạng vết Nếu nướckhông xuất hiện một cách rõ rệt thì coi như không có nước

2.1.7 Thực hành phương pháp xác định nước:

- Mẫu : CKB 449 - BK - 8 - CNTT - 2

- Ngày lấy mẫu : 16/12/2012

- Ngày làm thực hành : 18/12/2012

Đã cho chất chống đông theo tỉ lệ thí nghiệm

- Mẫu dầu đặc đun nóng lên 40 500C sau đó lắc mẫu đều trong 5 phút trongchai không chứa quá 2/3 thể tích

- Hàm lượng nước giả thiết lên đến 10%, lấy 100 ml đổ vào bình chưng500ml Dựng xăng tráng lại ống đong như đã nói ở trên

- Lắp ráp bộ chưng cất nước: Đặt bình chưng cất lên bếp điện, gắn bìnhchưng và bẫy nước với sinh hàn gắn chặt, không để hở, giữa các khớp nối thấmướt bằng dung môi hoặc bôi trơn bằng dầu nhờn để khi tháo dễ dàng khỏi bị vỡ

bình và bẫy nước, bật khuấy từ.

- Cho nước lạnh luân chuyển tuần hoàn qua sinh hàn Dựng bông ẩm nútđầu trên của sinh hàn

- Bật bếp điện đun từ từ, giữ tốc độ trung bình để cho giọt chất lỏng rơi từđầu ống vát xuống ống thu từ 2 3 giọt/ giây

- Sau đó tăng bếp lên khi về cuối quá trình chưng cất

- Dựng sợi kim loại buộc lông gà vào đầu để gạt những giọt nước bám ởthành sinh hàn và gạt nhẹ một cách khéo léo

- Khi mực nước trong ống thu không tăng nữa thì tăng bếp lên trong 5phút mới kết thúc, quá trình chưng cất không dưới 30 phút và không lâu hơn

2.1.8 Chú ý khi thực hiện phương pháp chưng cất nước:

- Phải tuân thủ thao tác đúng, lắp các khớp nối kín, nước luân chuyển liêntục, trong khi chưng cất không bỏ vị trí, phải ngồi canh bếp kẻo bị cháy, tuyệtđối trong khi chưng cất không được hút thuốc lá trong khu vực phòng thínghiệm

- Người thực hiện chưng cất phải mặc áo bảo hộ, đeo khẩu trang phòng hộ

từ đầu đến cuối, cẩn thận với thiết bị thuỷ tinh dễ vỡ