do an tốt nghiep : Vận chuyển dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao từ ĐH02 ĐH01(mỏ Đại Hùng)” .

CHƯƠNG III CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO 3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều parafin có thể pha loãng nó với các dung môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp như : Dầu thô ít parafin. Condensat thu hồi từ khí dầu. Các sản phẩm của quá trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen. Các dẫn suất Hydrocacbon như tetraclorua, clorua cacbon4. Các Hydrocacbon thơm như Benzene, Toluen. Cơ chế của quá trình pa loãng dầu parafin có thể giải thích như sau: Độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin. Việc pha loãng dầu thô bằng dung môi sẽ làm giảm nồng độ parafin, kéo theo sự giảm độ nhớt và đông đặc. Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp để vận chuyển như vậy sẽ giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định. Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trương hợp làm tăng khả năng lắng đọng parafin và asphalten trên thành đường ống và như vậy lại phải cần những biện pháp công nghệ và chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin và asphalten. Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng không thể đáp ứng được nhu cầu cảu sản xuất nếu lượng thu hồi tại mỏ quá nhỏ so với lượng dầu khai thác lên, nếu dung xăng, dầu hỏa… thì chi phí rất cao, dùng các dẫn xuất hydrocacbon : CHCL3, CCl4 thì không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, do đó phương pháp này ít được sử dụng trong thực tế. 3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là phương pháp phổ biến nhất để vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vân chuyển nóng. Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo đường ống. Tiêu hao năng lượng để vận chuyển chất lỏng trong đường ống tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiều hao một năng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn τ o. Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất trượt tĩnh của chất lỏng. Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động không kinh tế. Trong những trường hợp đó máy bơm piston được xem xét. Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng. Khac với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu ở cuối đường ống. Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các ống khác ( đường ống hơi nước, đường ống nước nóng…). Đặt đường ống trong đường hầm sưởi. Tuy nhiên, ở Việt Nam trong điều kiện khai thác mỏ dầu ngoài khơi. Đường ống nằm dưới đấy biển trong môi trường thất thoát lớn, các biện pháp nhằm bảo ôn đương ống là khó thực hiện do hiệu quả chưa cao, chi phí đầu tư lớn.

Trang 1

MỤC LỤC

MỤC LỤC 1

CHƯƠNG I 14

TỔNG QUAN MỎ ĐẠI HÙNG VÀ TÍNH CHẤT DẦU THÔ ĐẠI HÙNG 14

1.1.1 Vị trí địa lý 14

1.1.2 Khí hậu vùng mỏ 15

1.2Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển 15

1.3 Địa chất và địa vật lý 17

1.3.1 Địa tầng 17

1.3.2 Cơ sở cấu trúc 19

1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng 20

1.4.1 Tính chất hóa học chung 21

1.4.2 Tính chất vật lý 22

1.4.2.1 Khối lượng riêng 22

1.4.2.2 Độ nhớt 23

1.4.3 Tính chất lưu biến của dầu thô 25

CHƯƠNG II 35

LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ TRONG ĐƯỜNG ỐNG 35

2.1Hiện tượng lắng đọng parafin 35

2.2 Cơ chế lắng đọng parafin 36

2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng parafin 38

2.3.1 Nhiệt độ 38

2.3.2 Áp suất 38

2.3.3 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan 38

2.3.4 Tốc độ dòng chảy 39

2.4 Tốc độ lắng đọng parafin trong đường ống 40

2.5 Ảnh hưởng của lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu 42

2.6 Các phương pháp xử lý lắng đọng parafin trong đường ống vận chuyển dầu thô 44

2.6.1 Phương pháp cơ học 45

2.6.2 Phương pháp nhiệt 47

2.6.3 Phương pháp dùng dung môi: 49

Trang 2

2.6.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng 49

CHƯƠNG III 51

CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO 51

3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp 51

3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng 51

3.3 Vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt 52

3.4 Xử lý dầu bằng hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc) 53

3.5 Vận chuyển dầu cùng nước 54

3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí 55

3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách 56

CHƯƠNG IV 57

LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG TỪ ĐH02 – ĐH01 57

4.1 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề mặt đá vỉa .57

4.1.1 Cơ chế tác dụng của PPD và chất trợ hấp phụ (activator) 57

4.1.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD 58

4.1.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa 59

Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm trong công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho một giếng khai thác dầu 60

4.1.4 Kết luận 62

4.2 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng 62

4.2.1 Giàn xử lý và điều khiển trung tâm (giàn FPU-ĐH01) 62

4.2.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-ĐH02 64

4.2.3 Phao CALM 64

4.2.4 Tàu chứa nổi và xuất dầu (FSO) 64

4.3 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH02 – ĐH01 70

4.3.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực 70

4.3.2 Các nguyên tắc tính toán 71

4.3.3 Công thức cơ bản để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển 71

4.4 Áp dụng cho công tác tính toán trên đường ống dẫn dầu ĐH02- ĐH01 79

4.5 Vận hành và bảo trì hệ thống khai thác và đường ống vận chuyển trên toàn mỏ Đại Hùng 81 TÀI LIỆU THAM KHẢO 85

Trang 3

DANH MỤC HÌNH ẢNH

MỤC LỤC 1

CHƯƠNG I 14

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng 14

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng 19

1.4.2.2 Độ nhớt 23

1.4.3 Tính chất lưu biến của dầu thô 25

Hình 1.3 : Đường cong chảy (a) va đường cong nhớt của chất lỏng nhớt (b) 26

Hình 1.4 Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton 29

Hình 1 5: Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm lượng nước 33

- Ảnh hưởng của hóa phẩm: 34

- Ảnh hưởng của hàm lượng keo nhựa: 34

CHƯƠNG II 35

2.3.2 Áp suất 38

Trang 4

Hình 2.1 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu Đại Hùng tại các điều kiện nhiệt độ vận chuyển khác nhau 41

Hình 2.2 Lắng đọng parafin trong đường ống dẫn dầu 44

Hình 2.3 Con thoi (pig) và bệ phóng con thoi 47

2.6.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng 49

CHƯƠNG III 51

CHƯƠNG IV 57

Hình 4.1 Cơ chế ngăn ngừa lắng đọng parafin của PPD 58

Hình 4.2 Quá trình chui vào bên trong lỗ rỗng đá vỉa cảu sản phẩm tương tác giữa PPD và chất phụ gia activator 59

Trang 5

Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm trong công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp

hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho một giếng khai thác dầu 60

Hình 4.3 Mô hình khai thác mỏ Đại Hùng từ FDP-2006 đến 31/12/2013 64

(thêm các giếngWHP-ĐH02) 64

4.2.3 Phao CALM 64

Trang 6

DANH MỤC BẢNG BIỂU

MỤC LỤC 1

CHƯƠNG I 14

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng 14

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng 19

Bảng 1.1 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng 20

1.4.2.2 Độ nhớt 23

Bảng 1.2 Ảnh hưởng của nhiệt độ đến độ nhớt động học dầu 24

Bảng 1.3 Tính chất và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tại một số mỏ ở Việt Nam 25

Bảng 1.4 Nhiệt độ đông đặc của dầu thô nhiều parafin cảu một số nước trên thế giới .25 1.4.3 Tính chất lưu biến của dầu thô 25

Hình 1.3 : Đường cong chảy (a) va đường cong nhớt của chất lỏng nhớt (b) 26

Chất lỏng giả dẻo (đường 3) có độ nhớt giảm khi tốc độ biến dạng tăng Khi ứng lực tăng, vật liệu được hóa lỏng trở nên linh động hơn, các hạt không đối xứng được kéo dài, định hướng trong huyền phù, các chuỗi polime được phân đoạn để có sức cản chảy bé hơn 27

Một số nhựa, hắc ín và dung dịch polyme, chẳng hạn polycloruavil, có thể có cả tính chất dẻo ở tốc độ biến thiên thấp và dilatant ở tốc độ biến dạng cao 27

Mô hình phi tuyến cho hai loại chất lỏng này là mô hình Ostwald de waele : 27

τ = µ (dv/dr)n (1.2) 27

µ và η được xem như là hai thông số lưu biến Trong đó, khác với (1.1),µ không phải là hằng số η đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng η<1 là chất lỏng giả dẻo và η>1 là chất lỏng dilatant 27

Trang 7

Phương trình 1.2 mô tả kết quả thí nghiệm cho đa số các chất lỏng phi Newton và không

có độ dẻo trong vùng tốc độ biến dạng trung bình Ở vùng biến dạng rất thấp hoặc rất cao, đường cong có thể tuyến tính theo quy luật Newton Mô hình này cũng có thể áp dụng cho huyền phù , vữa xi măng, các sản phẩm dược thực phẩm,sinh học, dung dịch

polyme, dung dịch khoan… 27

Ta còn bắt gặp một loại chất lỏng có đường cong chảy không đi qua gốc tọa độ, với giá trị ứng lực bé hơn một giá trị giới hạn nào đó τ0 thường gọi là ứng lực cắt giới hạn hoặc ứng lực cắt động thì sẽ không có biến dạng, khi vượt giá trị này mới bắt đầu chảy (đường 4) Khi τ < τ0 trạng thái rắn, khi τ > τ0 trạng thái nhớt dẻo Mô hình Bingham được xây dựng cho trường hợp này: 27

τ = τ0 + µ* (dv/dr) (1.3) 27

Hai thông số lưu biến là ứng lực giới hạn τ0 và độ nhớt dẻo µ*, còn được gọi là độ nhớt cấu trúc Như vậy, Bingham đã đưa ra một chất lỏng có tính chất dẻo, có thể áp dụng cho một chất rắn có tính chất nhớt Ở trạng thái đứng yên, chất lỏng có cấu trúc tinh thể như chất rắn( như mạng parain) để có dòng chảy cần phải có ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc này và sau đó tuân theo định luật Newton 27

Ngoài khái niệm độ nhớt cấu trúc, người ta còn dùng khái niệm độ nhớt biểu kiến : 27

µa =µ* + (1.4) 28

Các chất lỏng có thể được mô tả theo mô hình Bingham bao gồm các huyền phù ( dung dịch khoan, vữa xi măng) sơn dầu, dầu thô có nhiều parafin ở nhiệt độ thấp… Trong các chất lỏng dẻo còn có thể kể đến các chất lỏng mô hình Bingham, tức là không tuyến tính (đường 5,6) Tuy là chất lỏng cầu trúc, nhưng sau khi vượt ứng lực giới hạn thì không tuyến tính Mô hình được mô tả bởi Herschell Bulkey : 28

Thường gọi là mô hình rắn-dẻo gồm ba thông số lưu biến τ0, µ* và η Từ (1.5) ta có thể nhận xét : 28

Khi τ0 = ; µ*= const; η = 1 là chất lỏng Newton 28

Khi τ0 =0 ta có mô hình Ostward 28

Khi η = 1 ta có mô hình Bingham: 28

η > 1 đường cong 5 28

η <1 đường cong 6 28

Ngoài sự phân loại đã nêu, còn một số phân loại khác theo tính chất lưu biến, điển hình như của Melzenr 28

Do là mô hình được dùng trong khoan khai thác Nên chúng ta cần chi tiết hơn về đường cong chảy cảu chất lỏng Bingham Svedop 28

của nút sẽ giảm dần Khi đạt tới giới hạn τA, chế độ chảy dòng sẽ bắt đầu và tiếp tục cho đến giới hạn τc2 thì chuyển qua chảy rối Nếu chúng ta kéo dài đoạn τA – τc1 thì giao điểm với trục tung là giá trị τ0 gọi là giới hạn chảy Bingha, là giá trị dùng để tính toán lưu lượng hoặc giảm áp suất cho chất lỏng Bingham Giá trị τ0 =4/3 τc1 29 Giai đoạn chảy chuyển tiếp từ nút sang dòng, trong ống tồn tại một phần chuyển động nút như một chất rắn ở phần giữa ống và một phần chuyển động như một chất lỏng có

Trang 8

phân lớp Trong phần chảy nút, tốc độ khong đổi của cá phân tử phụ thuộc vào giảm áp

∆P tác dụng lên tiết diện Sự tồn tại và kích thước tiết diện này phụ thuộc vào tốc độ chuyển động, khi tốc độ tăng thì bán kính tiết diện giảm Vì vậy đến giá trị giới hạn tốc

độ tương ứng τA thì nút sẽ biến mất và chế độ chảy dòng bắt đầu, độ nhớt là một giá trị hằng số, chất lỏng Bingham trở thành chất lỏng Newton Vì vậy, tốc độ tuyệt đối của

chất lỏng giữa nút và thành ống giảm 29

Hình 1.4 Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton 29

Bảng 1.5: Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu nước 32

Hình 1 5: Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm lượng nước 33

- Ảnh hưởng của hóa phẩm: 34

- Ảnh hưởng của hàm lượng keo nhựa: 34

CHƯƠNG II 35

Ở trạng thái bão hào khí trong vỉa, với nhiệt độ và áp suất cao, các parafin có nhiệt độ nóng chảy cao nằm ở trạng thái cân bằng hòa tan Trong quá trình khai thác, khi thay đổi điều kiện cân bằng nhiệt động và có sự tách khí từ dầu, các phân tử parafin bắt đầu hình thành mạng tinh thể Các yếu tố chính ảnh hưởng đến sự lắng đọng parafin là nhiệt độ, áp suất, hàm lượng parafin trong dầu, khí hòa tan và tốc độ dòng chảy 38

Thông số chính ảnh hưởng đến khả năng hòa tan của parafin là nhiệt độ Do cấu trúc của parafin nên chúng chỉ có 1 giới hạn hòa tan nhất định trong dầu thô Khả năng hòa tan parafin trong dầu thô giảm khi nhiệt độ giảm Khi nhiệt dộ dầu thô giảm xuống thấp hơn nhiệt độ hóa đặc, parafin bắt đầu kết tinh 38

Khi nhiệt độ đến gần nhiệt độ đông đặc, tức vẫn cao hơn nhiệt độ đông đặc từ 5-100C, dầu ở trạng thía huyền phù với những hạt parafin tự do Khi nhiệt độ dầu thô giảm xuống thấp hơn, trong dầu hình thành cấu trúc tinh thể parafin Khi đó,cần phải tác động một lực bên ngoài lớn hơn lực tĩnh của cấu trúc các phân tử parafin, lực tác động càng lớn thì mạng tinh thể càng dễ vỡ và dịch chuyển 38

2.3.2 Áp suất 38

Khi dầu ở trạng thái áp suất lớn hơn áp suất bão hòa thì không phụ thuộc vào yếu tố khí, nhiệt độ kết tinh sẽ gia tăng tuyến tính với sự tăng áp suất, khoảng 6-70C/10 at 38

Khi dầu thô chảy dọc theo thân giếng, áp suất dầu giảm dần, các phân đoạn nhẹ trong dầu bay hơi Sự giãn nở nhanh của khí làm nhiệt độ của dầu giảm, đồng thời cũng làm giảm độ hòa tan của các phân đoạn parafin có nhiệt độ nóng chảy cao và do đó làm gia tăng khả năng lắng đọng 38

Trang 9

Bảng 2.1 Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống không bọc cách nhiệt 40

Hình 2.1 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu Đại Hùng tại các điều kiện nhiệt độ vận chuyển khác nhau 41

Hình 2.2 Lắng đọng parafin trong đường ống dẫn dầu 44

Hình 2.3 Con thoi (pig) và bệ phóng con thoi 47

Đây là một phương pháp phổ biến, nhưng việc áp dụng cần phải xem xét kĩ lưỡng từng loại dung môi Các dẫn xuất Hydrocabon có chứa Clo như CHCL3, CCL4, là những dung môi tốt tuy nhiên nó có ảnh hưởng tới công nghệ lọc dầu Một dung môi khác có tác dụng hòa tan các chất lắng đọng rất tốt được gọi là “ dung môi parafin” CS2 Dung môi này có giá thành cao, dễ cháy nên việc sử dụng đòi hỏi kỹ thuật cao nhằm hạn chế hậu quả xấu có thể xảy ra Tất cả các chất kể trên khi sử dụng đều được trộn với nước để đưa vào hệ thống, cách này sẽ đảm bảo an toàn lao động 49

Các loại dung môi khác như Condensate, dầu Keserin, Benzen thường được sử dụng để tách chất lắng đọng trong hệ thống mà lượng asphalten lắng đọng ít Một số loại Condensat có chứa hợp chất thơm có thể hòa tan được asphalten nên được sử dụng làm dung môi Những hợp chất hydrocacbon thơm như : Toluen, Xylen là các dung môi rất tốt cho asphalten và parafin Khả năng hòa tan của các hợp chất này có thể tăng lên 10 lần nếu cho thêm khoảng 5% thể tích Amin bậc 1 hoặc bậc 2 Việc gia nhiệt cho dung môi cũng làm tăng khả năng hòa tan của chúng đối với chất lắng đọng nhưng phải giới hạn nhiệt dưới nhiệt dộ bốc cháy của nó Khi parafin lắng đọng làm tăc đường ống thì dung môi được bơm vào ngâm từ 24-72 giờ Dung môi hòa tan chất lắng đọng thong dụng nhất là chất PD-72 có thể bơm vào giếng dầu một cách liên tục Đây là hỗn hợp của Toluen với một số chất hoạt động bề mặt Chất hoạt động bề mặt có thể làm tăng sức căng bề mặt của dầu, cản trở sự kết tinhcuar các thành phần nặng 49

PD-72 có thể được bơm vào giếng dầu liên tục hoặc dán đoạn, nhưng tốt nhất là gián đoạn, cho vào từng phần một và ngâm khoảng 24h thông thường tổ hợp và PD-72 và YD-81 (Xylen) được gia nhiệt đến 1800F hoặc cao hơn rồi bơm vào hệ thống đường ống .49

2.6.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng 49 Các chất phân tán là các hợp chất hoá học có khả năng giữ các hạt sáp rắn ở trạng thái phân tán khi chúng kết tinh ở trong các sản phẩm dầu thô Các chất phân tán trung hoà lực hút giữa các phân tử sáp với nhau và lực hút giữa các phân tử sáp với thành đường

Trang 10

ống khai thác, các đường ống vận chuyển và bề mặt thiết bị Hiện tượng như vậy ngăn ngừa các tinh thể sáp từ từ trạng thái đơn lẻ và hình thành các lớp trên các bề mặt đường ống Việc xử lý sáp, sử dụng các chất phân tán bao gồm việc bơm hỗn hợp của chất phân tán và nước/dung môi hoá học xuống khoảng không vành xuyến của thân

giếng Hỗn hợp chất phân tán được đẩy ra ngoài theo dòng sản phẩm 50

CHƯƠNG III 51

Bảng 3.1 Kết quả xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lượng hóa chất khác nhau 54

Bảng 3.2 Tóm tắt những giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin trong đường ống 56

CHƯƠNG IV 57

Hình 4.1 Cơ chế ngăn ngừa lắng đọng parafin của PPD 58

Hình 4.2 Quá trình chui vào bên trong lỗ rỗng đá vỉa cảu sản phẩm tương tác giữa PPD và chất phụ gia activator 59

Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm trong công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho một giếng khai thác dầu 60

Bảng 4.1 Đặc tính lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng sau khi xử lý hóa phẩm 61

Hình 4.3 Mô hình khai thác mỏ Đại Hùng từ FDP-2006 đến 31/12/2013 64

Trang 11

(thêm các giếngWHP-ĐH02) 64

4.2.3 Phao CALM 64

Bảng 4.2: Bảng thông số thiết kế đường ống mềm khai thác 67

Bảng 4.3: Bảng đặc tính kỹ thuật đường ống mềm khai thác 67

Bảng 4.4: Bảng vật liệu chế tạo phần động đường ống mềm khai thác 68

Bảng 4.5: Chức năng và cấu trúc của ống mềm xuất dầu 69

Bảng 4.6 Thông số thiết kế của ống mềm xuất dầu 69

Trang 12

LỜI MỞ ĐẦU

Trong giai đoạn phát triển của đất nước hiện nay, cùng với tốc độ phát triển của nền kinh tế và quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước, năng lượng là một nhu cầu cấp bách, mang tính sống còn và giữ vai trò quan trọng Ở nước ta công nghiệp dầu khí là ngành công nghiệp mũi nhọn đóng góp đáng kể vào ngân sách nhà nước

Cùng với bề dày lịch sử phát triển của dầu khí Việt Nam nói chung, mỏ Đại Hùng nói riêng được ghi nhận và luôn dẫn đầu trong các mỏ dầu lớn tại Việt Nam Mỏ Đại Hùng là một mỏ dầu thô và khí đốt đồng hành nằm tại lô số 05.1 ở phía Tây Bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn (thềm lục địa Việt Nam) trên vùng biển Đông Nam biển Đông Việt Nam Mỏ này được phát hiện năm

1988 Vào năm 2006, mỏ Đại Hùng được đánh giá là có trữ lượng dầu khí tại chỗ mức 2P xác suất 50% là 354,6 triệu thùng (tương đương 48,7 triệu tấn) dầu; 34,04 tỷ bộ khối (tương đương 8,482 tỷ m³) khí và 1,48 triệu thùng (tương đương 0,19 triệu tấn) condensate

Năm 1999, sau khi Petronas Carigali Overseas (Malaysia) rút khỏi Đại Hùng,

mỏ này được giao cho Vietsovpetro Liên doanh đã thành lập xí nghiệp Đại Hùng để tiến hành các công việc khai thác Năm 2003, Zarabenzheft (Liên bang Nga) là đối tác của Petro Vietnam trong liên doanh Vietsovpetro cũng tuyên bố rút lui, Tổng công ty dầu khí Việt Nam(Petro Vietnam) được giao tiếp tục đầu tư thăm dò và khai thác mỏ này Đến đầu năm 2003, sản lượng khai thác được ở mỏ Đại Hùng là: 3,327 triệu tấn dầu, 1037 triệu m³ khí đồng hành

Trong hoàn cảnh năm 2016 chứng kiến sự lao dốc của giá dầu thô thế giới, giảm mạnh từ 100 USD xuống 50 USD mỗi thùng, thì những nghiên cứu nhằm đưa các giải pháp công nghệ cải tiến sản xuất và tiết kiệm chi phí là rất quan trọng Nắm bắt được vấn đề nêu trên, trong khóa tốt nghiệp này em xin

Trang 13

được phép trình bày đề tài nghiên cứu về “Vận chuyển dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao từ ĐH02- ĐH01(mỏ Đại Hùng)”

Trong suốt quá trình thực tập và xây dựng đồ án em đã nhận được sự hướng dẫn, chỉ bảo tận tính của TS Trần Đình Kiên– trưởng bộ môn Khoan Khai thác – khoa Dầu khí – đại học Mỏ -Địa chất; anh Nguyễn Hải An- phòng Khoan Khai thác– Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí ( PVEP)

Em xin chân thành cảm ơn thầy giáo TS Trần Đình Kiên và anh Nguyễn Hải An, cũng các thầy, cô trong bộ môn Khoan – Khai thác đã giúp

đỡ em hoàn thành đồ án này Trong quá trình xây dựng đồ án chắc chắn không tránh khỏi các sơ suất về kiến thức và phương pháp trình bày Rất mong nhận được sự đóng góp của thầy cô và bạn bè

Em xin chân thành cảm ơn!

Trang 14

CHƯƠNG I TỔNG QUAN MỎ ĐẠI HÙNG VÀ TÍNH CHẤT DẦU THÔ

ĐẠI HÙNG1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng

Trang 15

1.1.2 Khí hậu vùng mỏ

Mỏ Đại Hùng nằm trong đới khí hậu xích đạo, mỗi năm có hai mùa, mùa mưa

từ tháng 4 đến tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau

Nhiệt độ trên bề mặt và đáy biển xấp xỉ nhau Vào mùa khô hàng năm, nhiệt độ trung bình trên bề mặt từ 270C đến 280C, mùa mưa từ 290C đến 300C Tại trạm khí tượng tại vùng nghiên cứu thì tháng có nhiệt độ thấp nhất là tháng giêng với nhiệt độ 26.20C, cao nhất là tháng 5: nhiệt độ đến 30.50C Nhiệt độ nước biển từ 220C đến 260C, trung bình 240C

Lượng mưa: lượng mưa chủ yếu tập trung vào mùa mưa với lượng khoảng 2400mm, các tháng 1-3 gần như không có mưa, lượng mưa thấp nhất vào tháng 2: khoảng 0.6-6.1mm, cao nhất vào tháng 10: khoảng 400mm

Gió mùa: trong năm có hai mùa gió chính: tháng 1-4 hướng gió chính là Đông Nam và Nam, tháng 6-10 hướng gió chính là Tây và Tây Nam Tốc độ gió lớn nhất vào tháng 1 và tháng 2 (từ 3.7-4.1 m/s)

Sóng : chế độ chia làm hai mùa:

• Chế độ mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10, hướng sóng chính là Tây và Tây Nam Ngoài ra còn xuất hiện hướng song Tây và Đông Nam

• Trong tháng 11, song có chiều cao thấp hơn 1m chiếm khoảng 23.38% tháng

12 chiếm 13% Từ tháng 11 đến tháng 1, sóng có chiều cao hơn 5 m chiếm khoảng 4.9%

1.2Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển

Lịch sử tìm kiếm - thăm dò và phát triển mỏ Đại Hùng có thể chia ra các giai đoạn:

• Giai đoạn trước năm 1975

- Công ty Mobil-Shell đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D trên khu vực này với mạng lưới tuyến 2x2 km vào các năm 1973-1974

- Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng đầu tiên BB-1X tại cấu tạo Đại Hùng và dừng lại ở chiều sâu 1750m trong trầm tích Plioxen

• Giai đoạn từ năm 1975 đến năm 1993

- Năm 1985-1986 Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địa chấn 2D với

mạng lưới tuyến 1x1 km trên cấu tạo Đại Hùng Công tác thu nổ và minh giải do Tổng công ty Dalmornhefchegeophsica thực hiện

- Năm 1988 Vietsovpetro đã tiến hành khoan giếng khoan thăm dò đầu tiên 05-ĐH-1X trên cấu tạo Đại Hùng Kết quả thử vỉa 11 tầng sản phẩm trong khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen đã cho dòng dầu với lưu lượng lớn nhất đạt 3.088 thùng/ngày tại côn 64/64” Tiếp theo, năm 1989-1991 Vietsovpetro đã tiến hành khoan thăm dò với các giếng 05-ĐH-2X và 05-ĐH-3X ở cánh Đông và cánh Tây của cấu tạo Đại Hùng Kết quả thử vỉa giếng 05-ĐH-2X cho dòng dầu công nghiệp trong 7 tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng 05-ĐH-3X là giếng khô

Trang 16

- Năm 1991 Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát 238 km2 địa chấn 3D với khoảng cách tuyến là 100 m Công tác thu nổ và xử lý được thực hiện bởi công ty GECO-PRAKLA Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấy tầng phủ trầm tích tại cấu tạo Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, trong phạm

vi chứa sản phẩm đã xác định được 20 khối kiến tạo và được đánh số thứ tự từ

A đến Z, trong đó 8 khối đã được thăm dò

• Giai đoạn từ năm 1993 đến nay

- Từ năm 1993 công ty BHPP đã trúng thầu và trở thành Nhà điều hành đề án Đại Hùng Tháng 6 năm 1993 BHPP đã tiến hành khoan thẩm lượng giếng khoan 05-DH-4X trên khối D, kết quả thử vỉa cho dòng dầu cao nhất đạt 3.255 thùng/ngày

-Từ 1993-1994 BHPP đã tiến hành khoan các giếng khoan thẩm lượng 05-ĐH-5X và 05-ĐH-7X ở khu vực trung tâm (khối H và N), giếng 05-ĐH-6X nằm ở phía Bắc (khối M) và giếng 05-ĐH-8X ở khu vực phía Nam (khối B) của mỏ Ngoại trừ giếng ĐH-6X (khối M) là giếng khô, các giếng còn lại đều cho dòng dầu công nghiệp với lưu lượng dầu từ 3.000 thùng/ngày đến 8.000 thùng/ngày Đồng thời trong thời gian này BHPP đã tiến hành khoan các giếng khai thác 05-ĐH-1P, 05-ĐH-2P và 05-ĐH-3P tại khu vực Khai Thác Sớm (EPS)

- Ngày 14/10/1994 BHPP đã hoàn thiện hệ thống thiết bị và giếng khai thác, đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác với các giếng 05-ĐH-1P, 05-ĐH-2P, 05-ĐH-3P và 05-ĐH-4X, lưu lượng dầu tổng cộng ban đầu đạt cao nhất trên 35.000 thùng/ngày Giếng 05-ĐH-4P được đưa vào khai thác tháng 4/1995, giếng 05-ĐH-2P được chuyển sang bơm ép nước từ tháng 7/1995 Cũng trong thời gian này các giếng khai thác được nghiên cứu giếng định kỳ để xác định khả năng khai thác của các tầng sản phẩm

- Năm 1997 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về công ty Petronas Carigali Vietnam (PCV) sau khi BHPP rút khỏi đề án Trong thời gian 1997-1999 Petronas tiếp tục duy trì khai thác tại khu vực khai thác sớm Giếng khoan khai thác bổ sung DH-5P được khoan tại khối G và đưa vào khai thác từ tháng 10/1998 với lưu lượng dầu ban đầu khoảng 3.000 thùng/ngày Hoạt động khoan thẩm lượng bổ sung trong giai đoạn này không được tiến hành

- Từ 8/1999 đến 8/2003 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về Vietsovpetro Trong thời gian này Vietsovpetro đã tiến hành khoan thêm 04 giếng thẩm lượng (ĐH-9X, ĐH-10X, ĐH-11X, ĐH-12X) và 03 giếng khai thác (ĐH-8P, ĐH-9P, ĐH-10P) Giếng DH-9X được khoan tại khối L, kết quả thử vỉa cho lưu lượng dầu 2.536 thùng/ngày từ tầng chứa cát kết Giếng ĐH-10X được khoan tại khối B, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng không đáng kể (425 thùng/ngày từ cát kết và 258 thùng/ngày từ tầng móng) Giếng ĐH-11X được khoan tại khối G với mục đích thăm dò tầng móng, kết quả thử vỉa không cho dòng dầu Giếng ĐH-12X được khoan tại

Trang 17

cánh sụt phía Đông, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng 6.456 thùng/ngày từ đá vôi

- Ngày 31 tháng 7 năm 2003, mỏ Đại Hùng dừng khai thác để tiến hành sửa chữa giàn FPU-ĐH01 tại dàn

- Tháng 9/2003 mỏ Đại Hùng đã được bàn giao cho Công ty Thăm dò

và Khai thác Dầu Khí điều hành Năm 2003 Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu Khí tiến hành khoan các giếng thẩm lượng ĐH-14X trên khối A và ĐH-15X tại cánh sụt phía Đông Bắc mỏ, trong đó giếng ĐH-14X cho lưu lượng dầu 4.400 thùng/ngày từ tầng chứa đá vôi, giếng ĐH-15X không tiến hành thử vỉa do không có biểu hiện dầu khí Hoạt động khai thác tại khu vực Khai Thác Sớm với 05 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép có sẵn được nối lại từ tháng 12/2004 với sản lượng khoảng 2.800 thùng/ngày

- Các giếng khoan ĐH-7X, ĐH-12X, ĐH-8P, ĐH-9P, ĐH-10P đã được hoàn thiện lắp đặt thiết bị khai thác lòng giếng và hệ thống khai thác ngầm trong năm 2004 và được kết nối đưa vào khai thác trong tháng 08 và 11 /

2007

-Từ 2008, PVEP triển khai kế hoạch phát triển mỏ Đại Hùng theo phê duyệt của Chính phủ; đã hoàn thành 09/11 giếng phát triển và đưa vào khai thác Hai giếng khai thác còn lại sẽ tiếp tục được thi công vào quý 2/2014

- Ngày 12/08/2011 giàn WHP-ĐH02 chính thức đón dòng dầu đầu tiên

từ giếng ĐH-12P với lưu lượng ban đầu 5000 thùng dầu/ ngày Sau đó lần lượt các giếng tiếp theo được đưa vào khai thác: ĐH-14P tháng 9/2011, ĐH-16P, 17P tháng 10/2011, ĐH-13P tháng 11/2011, ĐH-15P tháng 9/2012 và ĐH-19P tháng 12/2013 Các giếng ĐH-6P, 7P đã được hoàn thiện tuy nhiên

do sự cố thiết bị trong lòng giếng nên dự kiến sẽ đưa vào khai thác trong Quý 2/2014

- Như vậy, cho đến nay đã có 32 giếng khoan thăm dò/thẩm lượng và khai thác (bao gồm cả giếng thăm dò mở rộng ĐH-21XP đang được thi công), trong đó có 18 giếng đã được đưa vào khai thác và bơm ép nước: 10 giếng khai thác, 01 giếng bơm ép trên FPU-ĐH01 và 07 giếng khai thác trên WHP-ĐH02 Ngoại trừ các giếng ĐH-3X/6X/15X là giếng khô, giếng ĐH-10X cho dòng dầu kém, các giếng còn lại đều cho lưu lượng dầu công nghiệp Tổng lượng dầu khai thác tích lũy từ đầu ở mỏ Đại Hùng đến hết ngày 31/12/2013 là 42,93 triệu thùng

1.3 Địa chất và địa vật lý

1.3.1 Địa tầng

Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn với diện tích mỏ khoảng 28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Macma trước Đệ Tam và các phân vị địa tầng tích có tuổi từ Đệ Tam đến Đệ Tứ

Trầm tích Đệ Tam được phân chia nhỏ hơn: Hệ Neogen - Thống Mioxen gồm các địa tâng: Mioxen dưới, Miocen giữa, Mioxen trên và hệ Neogen –

Trang 18

Đệ Tứ gồm các phân vị địa tầng: Plioxen, Đệ Tứ Tổng chiều dày của các tầng trầm tích Đệ Tam thay đổi trong khoảng từ 2.000-2.500m.

- Các tầng trầm tích Mioxen dưới là trầm tích lục nguyên bao gồm các tập cát sét xen kẽ và xen kẹp các lớp than, các tầng trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng Tầng trầm tích Mioxen dưới được phân chia nhỏ hơn thành 3 tập có đặc điểm khác nhau: Tập trầm tích lục nguyên lót đáy; tập trầm tích lục nguyên chứa than; tập trầm tích lục nguyên hạt mịn Tập trầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc phát triển khai thác

mỏ Địa Hùng Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng và khai thác mỏ, các tài lieeujminh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồ cấu trúc, phân

bố của tầng trầm tích Mioxen dưới toàn bộ mỏ Do đặc điểm trầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập cát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng đứng Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tích Mioxen dưới thành

7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khác nhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếng khai thác và nâng cao

hệ số thu hồi dầu của mỏ

- Trầm tích Mioxen giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ Đại Hùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan Thành phần trầm tích bao gồm cát kết hạt trung phía dưới và các lớp đá vôi ám tiêu, đá vôi silic nằm phía trên Chiều dày của tầng này thay đổi rất phức tạp từ 150-1159m, đặc biệt là sự biến đổi

bề dầy của các lớp đá vôi, gây khó khăn trong việc xác định phân bố cũng như tính trữ lượng dầu và khí Đá vôi kết tinh mạnh tạo sự phát triển các hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ tạo điều kiện nâng cao độ chứa và thấm dầu khí Một

số giếng đã được thử vỉa trong tập đá vôi của tầng trầm tích này ở khu vực phía Nam và trung tâm mỏ cho dong dầu với lưu lượng cao trên 4000 thùng/ngày

- Tầng trầm tích Mioxen trên được phân bố khá rộng rãi trên toàn bộ mỏ, gồm các tập trầm tích lục nguyên cát kết, sét mỏng và một số tập đá vôi Nhìn chung tầng trầm tích này có bề dày nhỏ hơn 2 tầng Mioxen dưới và giữa, không chứa các vỉa dầu khí công nghiệp

- Tầng trầm tích Plioxen và Đệ Tứ gồm chủ yếu các lớp sét, bột bở dời, với tổng chiều dày 700 – 1700m không có các vỉa dầu khí

Trang 19

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng 1.3.2 Cơ sở cấu trúc

Bình đồ cấu trúc mỏ Đại Hùng có dạng bán vòm kéo dài theo hướng Đông Bắc- Tây Nam Mỏ được giới hạn bằng các hệ thống đứt gãy lớn ở các hướng Đông, Tây có hướng đổ về Đông Bắc và Đông Nam, hướng tây có hướng đổ

về Tây Bắc Hệ thống đứt gãy của mỏ Đại Hùng rất phức tạp, chúng chia mỏ thành các khối có đặc điểm thủy động lực học và chứa dầu khác nhau Về cấu trúc mỏ được chia thành các cấu trúc: tầng móng, Mioxen sớm, Mioxen giữa, Mioxen muộn

- Tầng móng mỏ Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt phức tạp bởi hệ thống đứt gãy Phần cao nhất của móng ở khố L và thấp dần về phía Tây Ở phía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và khối F

Trang 20

- Tầng cấu trúc Mioxen dưới: Tầng cấu trúc này được thể hiện trên các bản đồ cấu tạo của các tang phản xạ H200, H150, H140, H100 và H90 Nhìn chung

hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ Đại Hùng thành nhiều khối có sự khác nhâu về thủy động lực và nhiều đứt gãy mang tính màn chắn

- Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầng phản

xạ H30( Nóc tầng đá vôi) Nhìn chung bình đồ cấu trúc của tầng này khá ổn định

- Tầng cấu trúc Mioxen trên khá bằng và được mở rộng Các hoạt động của đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuối Mioxen

1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng

Bảng 1.1 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng

STT TÍNH CHẤT CƠ BẢN CỦA DẦU ĐƠN VỊ KẾT QUẢ

1 Khối lượng riêng ở 15 o C

Tỷ trọng d60/60

Tỷ trọng o API

g/ml –

0 API

0,8708 0,8713 30,90

21 Nhiệt lượng cháy trên

Nhiệt lượng cháy dưới

KCal/kg KCal/kg

10805 10153

Trang 21

1.4.1 Tính chất hóa học chung

Dầu mỏ là một dạng hỗn hợp phức tạp của Hydrocacbon tự nhiên, có thành phần và tính chất chủ yếu phụ thuộc vào lượng nguyên tử cacsbon và hydro Ngoài ra nó còn phụ thuộc vào một số tạp chất trong dầu như: Parafin,

Asphanlten, và một số chất keo nhựa, vô cơ: Lưu huỳnh, Nito… Thành phần dầu mỏ thay đổi tùy theo loại dầu Thông thường các hợp chất Hydrocacbon chiếm trên 70%, các chất keo nhựa chiếm gần 20%, còn lại là các tạp chất vô

cơ, nhiều nhất là lưu huỳnh

Dầu mỏ của các tầng dấu khác nhau có tính chất và thành phần khác nhau Các hợp chất Hydrocacbon trong dầu mỏ chủ yếu là ba loại chính

Parafin (Alkan): Là một Hydrocacbon nó có công thức tổng quát:

hoặc phân nhánh, có tính chất pha theo số nguyên tử Cacbon như sau:

C17H36

Napten (Xycloalkan): Là một Hydrocacbon cấu trúc mạch vòng no có công thức tổng quát CnH2n (n ≥3), các Hydrocacbon đã hoàn toàn bão hòa

Trong thức tế dầu mỏ n thường có giá trị từ 6÷12 và dẫn xuất alkyl CnH2n-2

(n≥2), có liên kết mỗi nối trong ba mạch và bộ hai nối đôi trong mạch, số nhánh và số vòng càng tăng thì trọng lượng phân tử của nó cũng tăng lên, Aren: Hay Hydrocacbon thơm có công thức chung CnH2n-6 (n≥6) Chiếm tỉ lệ nhỏ trong dầu thô gồm Benzen và đồng đẳng của nó

Thành phần các họ trên thay đổi tùy theo mỏ dầu, thường ở trong khoảng sau:

- Alkan (Hydrocacbon no) 34÷70%;

- Naften (Hydrocacbon không no) 7÷38%;

- Aren (Hydrocacbon thơm) 12÷47%;

Trang 22

Ngoài ra trong dầu thô còn có các hợp chất phi hydrocacbon sau:

- Các chất nhựa – Asphalten: có hàm lượng thay đổi từ vài phần nghìn đến vài chục phần trăm, dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng keo từ 13,2% ÷ 26,5% phụ thuộc vào tầng dầu

- Các hợp chất chứa Nito: Ở trong dầu thô có thể ở dạng hợp chất hoặc khí hòa tan Hợp chất đáng chú ý nhất của Nito trong dầu thô là Poocfiarin, theo

thuyết hữu cơ về nguồn gốc dầu mỏ thì đây là sản phẩm phân hủy của

Hemoflobin động vật và Poocfiarin thực vật Nói chung là sự có mặt của Nito

sẽ ảnh hưởng không tốt đến dầu mỏ

- Các hợp chất chứa oxy: gồm các axit béo, axit Naphten nằm trong thành phần keo

- Lưu huỳnh: tồn tại trong dầu thô ở dạng tự do hoặc dạng hợp chất Sunphua,

sự có mặt của lưu huỳnh làm giảm đi kinh tế của việc khai thác và vận chuyển dầu, bởi lẽ nó sẽ tạo ra hợp chất có tính ăn mòn kim loại như H2S, H2SO4… sẽ phá hủy thiết bị và có ảnh hưởng xấu đến sức khỏe người lao động

Nhận xét :Dầu thô mỏ Đại Hùng có hàm lượng lưu huỳnh (0.11% khối lượng)

và hàm lượng kim loại thấp, do đó có giá trị cao về mặt thương mại

1.4.2 Tính chất vật lý

1.4.2.1 Khối lượng riêng

Khối lượng riêng của dầu mỏ là khối lượng của một đơn vị thể tích dầu mỏ ở điều kiện xác định

Thường thì người ta đo khối lượng riêng của dầu ở những điều kiện nhiệt độ khác nhau ngoài thực tế, bởi vậy giá trị thu được cũng rất khác nhau, khác với điều kiện tiêu chuẩn Vì vậy, để so sánh và tính toán chính xác cần phải quy đổi về điều kiện tiêu chuẩn (ở mặt đất T= 200C và P= 1at) bằng công thức sau:

d là khối lượng riêng của dầu mỏ ở điều kiện nhiệt độ t0C

α là hệ số giãn nở thể tích, có thể tra cứu từ sách, nó phụ thuộc vào chất lượng của dầu mỏ

Đơn vị khối lượng riêng : g/cm3; kg/dm3; t/m3; API0

Trang 23

Khối lượng riêng của dầu mỏ dao động trong khoảng 0.7-1.1 g/cm3 Dầu nhẹ

có <0.828, dầu trung bình 0.837-0.861 và dầu nặng > 0.8848 g/cm3

Nhận xét : Dầu thô mỏ Đại Hùng thuộc loại dầu trung bình có khối lượng riêng ở 150C là 0.8708 g/cm3 và tỉ trọng d60/60 là 0.8703 g/cm3

1.4.2.2 Độ nhớt

Độ nhớt hay còn gọi là ma sát trong là tính chất đặc biệt của các phần tử chất lỏng hay chất khí chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa chúng dưới tác động của ngọai lực

- Độ nhớt động học là tỉ số giữa độ nhớt tuyệt đối và khối lượng riêng của chất lỏng Độ nhớt động học thường dùng trong thủy động học và trong kĩ thuật

γ = µ/ = cm3/s

Trong đó :

Trang 24

γ độ nhớt động học.

µ độ nhớt tuyệt đối của chất lỏng

khối lượng riêng của chất lỏng

Bảng 1.2 Ảnh hưởng của nhiệt độ đến độ nhớt động học dầu

1.4.2.3 Độ hòa tan và khả năng hòa tan của dầu mỏ

Dầu mỏ và các sản phẩm của dầu mỏ ít hòa tan trong nước Độ hòa tan của hydrocacbon có cùng số lượng nguyên tử cacbon tăng lên theo chiều tạo ra mạch vòng Có nghĩa là độ hòa tan của hydrocacbua tăng lên theo chiều

parafin – Naften- Aromatic

Độ hòa tan trong nước của hydrocacbon giảm đi khi nhiệt độ áp suất giảm và

độ khoáng hóa của nước tăng Đặc biệt khi nhiệt độ tăng quá 100-1500C độ hòa tan của dầu mỏ trong nước tăng lên rất nhanh Dầu mỏ và các sản phẩm của dầu mỏ dễ hòa tan trong các môi trường như: est dầu mỏ, beezen,

clorofooc, tetraclorua cacbon… Chính các phân đoạn nhẹ của dầu mỏ cũng là các dung môi rất tốt để hào tan dầu mỏ nói chung và các phân đoạn nặng nói riêng Độ hòa tan của dầu mỏ trong dung môi hữu cơ cũng phụ thuộc vào các yếu tố, các đặc điểm giống như khi hòa tan trong nước

1.4.2.4 Nhiệt độ đông đặc

Nhiệt độ đông đặc của dầu là nhiệt độ mà tại đó dầu sẽ mất đi tính linh động, tức là trong dầu bắt đầu hính thành mạng parafin tinh thể khi các Parafin chuyển từ huyền phù tự do sang huyền phù liên kết Dầu mỏ và các sản phẩm của dầu mỏ có nhiệt độ đông đặc cao sẽ rất khó trong hoặc không thể bơm vận chuyển được trong các đường ống, không sử dụng được để chạy máy trong mùa đông Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng cơ bản nhất là hàm lượng parafin Dầu có chứa ít hoặc không chứa parafin nóng chảy

ở nhiệt độ âm 200C, trong khi dầu chưa nhiều parafin bị đông đặc thậm chí ở

Trang 25

nhiệt độ 300C Nhiệt độ nóng chảy tăng lên theo chiều từ các phân đoạn nhẹ đến các phân đoạn nặng của dầu, hàm lượng phân đoạn nặng càng nhiều nhiệt

độ nóng chảy của dầu càng cao

Bảng 1.3 Tính chất và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tại một số mỏ ở Việt Nam

Trung Quốc(Zhongyua)

Ấn Độ(Nada)

Pakistan Libya

(Sarir)Hàm lượng

1.4.3 Tính chất lưu biến của dầu thô

1.4.3.1 Phân loại chất lỏng theo tính lưu biến

Tính chất lưu biến của chất lỏng được xem là sự phụ thuộc của độ nhớt µ vào gradient vận tốc và ứng lực trượt τ, với dòng chảy trong ống gradient vận tốc

Tính chất lưu biến thường thể hiện qua đường cong chảy τ = f ( ) hoặc

đường cong nhớt µ = f ( ) Với chất lỏng Newton, tuân theo mô hình vật thể nhớt, biểu thị bằng mối quan hệ đường thẳng giữa ứng lực sinh ra trong một chất lỏng và tốc độ biến dạng Về mặt toán học, biểu thị bằng định luật Newton:

τ = (ηγ) =µ (1.1)

Trang 26

γ : biến dạng trượt giữa hai lớp chất lỏng.

Phương trình (1.1) thỏa mãn dòng chảy của khí, nước, sản phẩm dầu, một số chất lỏng đơn pha có khối lượng phân tử thấp Phương trình là một đường thẳng đi qua gốc tọa độ Giá trị µ chính là tang của góc hợp với trục,

nó chỉ phị tuộc vào nhiệt độ và thành phần chất lỏng, đối với dầu chủ yếu là hàm lượng khí hòa tan chứ không phụ thuộc vào dv/dr

Trong tự nhiên, ta còn gặp các chất lỏng không tuân theo quy luật này, được gọi là chất lỏng phi Newton Gồm các chất lỏng giả dẻo, chất lỏng dilatan cũng có đường cong chảy đi qua gốc tọa độ, tuy nhiên độ dốc đường cong không phải là một hằng số

Đường cong Dilatan (đường 2) có độ nhớt tăng dần với tốc độ biến dạng

do sự phân bố định hướng lại tập hợp các hạt chất rắn sao cho khoảng trống giữa các hạt là bé nhất, độ rỗng của huyền phù tăng lên, một phần chất lỏng được tách ra khỏi khoảng trống, giữa các hạt rắn hình thành các mặt tiếp xúc trực tiếp không có chất lỏng, thiếu hẳn sự đàn bôi trơn nên ma sát tăng lên Hiện tượng thường gặp ở hệ thống phân tán thô có hàm lượng cao như huyền phù nước nhiều cát, barit, sét keo thấp, oxit kim loại…

Hình 1.3 : Đường cong chảy (a) va đường cong nhớt của chất lỏng nhớt (b)

1 Chất lỏng Newton 3 Chất lỏng giả dẻo

2 Chất lỏng Dilatant 4 Chất lỏng Bingham - Svedop

4

Hình b

33

21

5

τ0

Trang 27

Chất lỏng giả dẻo (đường 3) có độ nhớt giảm khi tốc độ biến dạng tăng Khi ứng lực

tăng, vật liệu được hóa lỏng trở nên linh động hơn, các hạt không đối xứng được kéo dài, định hướng trong huyền phù, các chuỗi polime được phân đoạn để có sức cản chảy bé hơn.

Một số nhựa, hắc ín và dung dịch polyme, chẳng hạn polycloruavil, có thể có cả

tính chất dẻo ở tốc độ biến thiên thấp và dilatant ở tốc độ biến dạng cao.

Mô hình phi tuyến cho hai loại chất lỏng này là mô hình Ostwald de waele :

τ = µ (dv/dr) n (1.2)

µ và η được xem như là hai thông số lưu biến Trong đó, khác với (1.1),µ không

phải là hằng số η đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng η<1 là chất lỏng giả dẻo và η>1 là chất lỏng dilatant.

Phương trình 1.2 mô tả kết quả thí nghiệm cho đa số các chất lỏng phi Newton và

không có độ dẻo trong vùng tốc độ biến dạng trung bình Ở vùng biến dạng rất thấp hoặc rất cao, đường cong có thể tuyến tính theo quy luật Newton Mô hình này cũng có thể áp dụng cho huyền phù , vữa xi măng, các sản phẩm dược thực phẩm,sinh học, dung dịch polyme, dung dịch khoan…

Ta còn bắt gặp một loại chất lỏng có đường cong chảy không đi qua gốc tọa độ, với

giá trị ứng lực bé hơn một giá trị giới hạn nào đó τ 0 thường gọi là ứng lực cắt giới hạn hoặc ứng lực cắt động thì sẽ không có biến dạng, khi vượt giá trị này mới bắt đầu chảy (đường 4) Khi τ < τ 0 trạng thái rắn, khi τ > τ 0

trạng thái nhớt dẻo Mô hình Bingham được xây dựng cho trường hợp này:

τ = τ 0 + µ * (dv/dr) (1.3)

Hai thông số lưu biến là ứng lực giới hạn τ 0 và độ nhớt dẻo µ * , còn được gọi là độ

nhớt cấu trúc Như vậy, Bingham đã đưa ra một chất lỏng có tính chất dẻo, có thể áp dụng cho một chất rắn có tính chất nhớt Ở trạng thái đứng yên, chất lỏng có cấu trúc tinh thể như chất rắn( như mạng parain) để có dòng chảy cần phải có ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc này và sau đó tuân theo định luật Newton.

Ngoài khái niệm độ nhớt cấu trúc, người ta còn dùng khái niệm độ nhớt biểu kiến :

Trang 28

µ a =µ * + (1.4)

Các chất lỏng có thể được mô tả theo mô hình Bingham bao gồm các huyền phù

( dung dịch khoan, vữa xi măng) sơn dầu, dầu thô có nhiều parafin ở nhiệt

độ thấp… Trong các chất lỏng dẻo còn có thể kể đến các chất lỏng mô hình Bingham, tức là không tuyến tính (đường 5,6) Tuy là chất lỏng cầu trúc, nhưng sau khi vượt ứng lực giới hạn thì không tuyến tính Mô hình được mô tả bởi Herschell Bulkey :

τ = τ0 + µ* (dv/dr)n

τ = µ0 (dv/dr) (1.5)

Thường gọi là mô hình rắn-dẻo gồm ba thông số lưu biến τ 0 , µ * và η Từ (1.5) ta có

thể nhận xét :

Khi τ 0 = ; µ * = const; η = 1 là chất lỏng Newton

Khi τ 0 =0 ta có mô hình Ostward

Khi η = 1 ta có mô hình Bingham:

η > 1 đường cong 5

η <1 đường cong 6

Ngoài sự phân loại đã nêu, còn một số phân loại khác theo tính chất lưu biến, điển

hình như của Melzenr

Do là mô hình được dùng trong khoan khai thác Nên chúng ta cần chi tiết hơn về đường cong chảy cảu chất lỏng Bingham Svedop.

Dòng chảy của chất lỏng ở hai chế độ chảy tầng và chảy rối, chảy tầng xảy ra

ở tốc độ thấp, các hạt chuyển động theo đường thẳng với tốc độ khác nhau Trên thành ống tốc độ bằng không Tốc độ cực đại đạt tại điểm giữa ống, tốc độ điểm bất

kì xa thành ống tỉ lệ thuận với lưu lượng và tỉ lệ nghịch với độ nhớt Khi vượt quá một giá trị nào đó sẽ có chế độ chảy rối, lúc đó các hạt trong ống không chuyển động theo đường thẳng Trên thành tồn tại một lớp chất lỏng chảy, ở các phần còn lại trên tiết diện có tốc độ như nhau Với chất lỏng Bingham, cần có một giới hạn lực cắt τ T được gọi là giới hạn chảy thực sau khi vượt qua τ T sẽ bắt đầu giai đoạn 2,

Trang 29

ứng lực đủ lớn để đẩy chất lỏng di chuyển như một nút chất rắn, nút được bôi trơn bởi một màng mỏng chất lỏng gần thành ống, đường cong này tiếp tục cho tới τ c1 và

là đường thẳng sau đó theo mức độ tăng của thành ống,ứng lực và tốc độ, đường kính

của nút sẽ giảm dần Khi đạt tới giới hạn τ A , chế độ chảy dòng sẽ bắt đầu và tiếp tục

cho đến giới hạn τ c2 thì chuyển qua chảy rối Nếu chúng ta kéo dài đoạn τ A

– τ c1 thì giao điểm với trục tung là giá trị τ 0 gọi là giới hạn chảy Bingha, là giá trị dùng để tính toán lưu lượng hoặc giảm áp suất cho chất lỏng Bingham Giá trị τ 0 =4/3 τ c1

Giai đoạn chảy chuyển tiếp từ nút sang dòng, trong ống tồn tại một phần chuyển

động nút như một chất rắn ở phần giữa ống và một phần chuyển động như một chất lỏng có phân lớp Trong phần chảy nút, tốc độ khong đổi của cá phân tử phụ thuộc vào giảm áp ∆P tác dụng lên tiết diện Sự tồn tại và kích thước tiết diện này phụ thuộc vào tốc độ chuyển động, khi tốc độ tăng thì bán kính tiết diện giảm Vì vậy đến giá trị giới hạn tốc độ tương ứng τ A thì nút sẽ biến mất và chế độ chảy dòng bắt đầu, độ nhớt là một giá trị hằng số, chất lỏng Bingham trở thành chất lỏng Newton Vì vậy, tốc độ tuyệt đối của chất lỏng giữa nút và thành ống giảm.

1 2 3 4 5

Hình 1.4 Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton

1 không chảy khi τ < τT

2 chảy nút khi τT <τ< τc1

3 chảy chuyển tiếp nút dòng τc1 <τ< τA

4 chảy dòng τA< τ< τc

Trang 30

5 chảy rối τ > τc2

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

Cơ sở để xây dựng tính lưu biến của dầu thô nói riêng và chất lỏng nói chung là dựa vào độ nhớt, Do đó, độ nhớt là thông số quyết định đến đặc tính lưu biến của dầu thô Độ nhớt là một hàm theo các thông số sau:

P: thông số áp suất, thực nghiệm cho thấy sự gia tăng áp suất có

khuynh hướng làm gia tăng độ nhớt của chất lỏng

D: thông số tốc độ trượt của chất lưu, tác nhân này ảnh hưởng nhiều đến độ nhớt của chất lỏng Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm

- Ảnh hưởng của hàm lượng nước:

Sự xuất hiện của nước trong dầu làm tính lưu biến của dầu xấu đi đang kể Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu – nước tăng lên một cách đáng kể Bảng 1.2 và hình 1.5 cho thấy hàm lượng nước trong dầu càng tăng thì độ nhớt dẻo và ứng suất

Trang 31

trượt động của nhũ càng lớn, như vậy khả năng lưu chuyển của dầu trong đường ống càng khó khăn.

Trang 32

Bảng 1.5: Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu nước

Trang 33

Hình 1 5: Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm lượng

nước

Hình 1.5 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 Điều đó chứng tỏ từ nhũ tương nghịch nước trong dầu đã chuyển sang nhũ tương thuận dầu trong nước

Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưu biến của dầu cho phép điều chỉnh hợp lý quá trình thu gom, vận chuyển dầu bằng đường ống

- Ảnh hưởng của độ bão hòa khí và nước đến đặc tính lưu biến của dầu thô:

Ảnh hưởng của độ bão hòa khí và nước đến đặc tính lưu biến của dầu thô rất phức tạp Tuy nhiên có thể nhận thấy rằng: khi lượng khí hòa tan trong

Trang 34

dầu ngày càng tăng, độ nhớt và ứng suất động sẽ giảm tạo điều kiện cho các hạt nước linh động hơn, xích lại gần hơn, kết hợp với nhau và lắng nhanh hơn.

- Ảnh hưởng của hóa phẩm:

Các chất 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 sử dụng các chất phụ gia để xử lý dầu trước khi vận chuyển được áp dụng cho toàn bộ hệ thống thu gom, vận chuyển dầu nhiều parafin Việc sử dụng chất phụ gia hợp lý sẽ làm tăng tính lưu biến của dầu thô, làm tăng hiệu quả vận chuyển dầu thô và hạn chế hiện tượng lắng động parafin

- Ảnh hưởng của hàm lượng keo nhựa:

Hàm lượng chất keo – nhựa chiếm một phần không đáng kể trong dầu thô nhưng là những thành phần quan trọng quyết định tính chất của dầu thô Dầu thô chứa hàm lượng các chất keo nhựa cao sẽ có đặc điểm là độ nhớt cao nhưng nhiệt độ đông đặc không cao Tuy nhiên, những chất lắng đọng của những chất keo nhựa này lại có độ bám dính lớn và rất khó xử lý

Kết luận : Dầu thô khai thác tại mỏ Đại Hùng có hàm lượng parafin, nhiệt độ

đông đặc và độ nhớt cao với các thông số sau:

- Khối lượng riêng tại nhiệt độ 200C là 0.874g/cm3;

- Độ nhớt tại nhiệt độ 500C là 7.09 cSt ở 700C là 4.67 cSt;

- Hàm lượng parafin 17.6-20% khối lượng;

- Nhiệt độ đông đặc 28-300C

Hàm lượng parafin trong dầu thô Đại Hùng cao là nguyên nhân chủ yếu gây

ra các biểu hiện phức tạp trong tính chất lưu biến cảu dầu Nhiệt độ môi

trường nước biển quanh đường ống ngầm vận chuyển dầu từ ĐH2- ĐH1trung bình đạt 240C (mức thấp nhất là 220C) đã làm tăng độ nhớt của chất lỏng trong quá trình vận chuyển cũng như tốc độ lắng đọng parafin

Trang 35

CHƯƠNG II LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ TRONG

ĐƯỜNG ỐNG2.1Hiện tượng lắng đọng parafin

Lắng đọng parafin trên thành ống là hiện tượng phổ biến khi vận chuyển dầu thô bằng đường ống (đặc biệt với ống không bọc cách nhiệt) và nhiệt độ dầu vận chuyển thấp hơn nhiệt độ kết tinh parafin.Mức độ lắng đọng phụ thuộc vào thành phần hóa học của dầu, mức độ tổn thất nhiệt và chế độ khai thác, vận chuyển Kết quả phân tích chất lắng đọng cho thấy chất lắng đọng là hỗn hợp gồm các parafin nặng, asphalten, tạp chất cơ học … Trong

đó, asphalten và parafin chiếm tỉ lệ lớn

Thành phần các parafin nặng kết tinh là khá cao và tăng nhanh theo số nguyên tử cacbon Ban đầu các parafin kết tinh ở dạng các tinh thể đơn sau đó tích tụ thành dạng hạt

Tại các mỏ, parafin có thể lắng đọng ở hai dạng :

- Dạng chất đặc, cứng hình thành trong ống khai thác của các giếng, đường ra

và trong những đường ống khai thác ở nơi vận chuyển hỗn hợp dầu khí Lớp lắng đọng này phân bố đều theo bề mặt trong của thành ống

- Dạng chất vẩn xốp hoặc nhão: Gồm những hạt parafin riêng biệt không liên kết chặt chẽ với nhau và không bám chặt vào bề mặt kim loại của thiết bị Dạng lắng đọng này tạo thành ở bình đo, bể chứa hoặc thậm chí trong đường ống mà vận tốc rất nhỏ

Nhiều ông trình nghiên cứu chỉ ra rằng không phụ thuộc vào profil của đường ống, mức độ lắng đọng parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu của đường

Trang 36

ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dòng Chiều dày parafin theo mặt cắt ngang của ống thường không giống nhau.

Trang 37

- Ngoài ra, các tinh thể được hình thành trong ống còn chịu tác động của trọng lực, tham gia vào hai chuyển động theo đường ống và rơi tự do theo quỹ đạo nghiêng và có điều kiện bám dính vào thành ống ở phía thấp.

Trang 38

2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng parafin

Ở trạng thái bão hào khí trong vỉa, với nhiệt độ và áp suất cao, các parafin có nhiệt

độ nóng chảy cao nằm ở trạng thái cân bằng hòa tan Trong quá trình khai thác, khi thay đổi điều kiện cân bằng nhiệt động và có sự tách khí từ dầu, các phân tử parafin bắt đầu hình thành mạng tinh thể Các yếu tố chính ảnh hưởng đến sự lắng đọng parafin là nhiệt độ, áp suất, hàm lượng parafin trong dầu, khí hòa tan và tốc độ dòng chảy.

2.3.1 Nhiệt độ

Thông số chính ảnh hưởng đến khả năng hòa tan của parafin là nhiệt độ Do cấu

trúc của parafin nên chúng chỉ có 1 giới hạn hòa tan nhất định trong dầu thô Khả năng hòa tan parafin trong dầu thô giảm khi nhiệt độ giảm Khi nhiệt dộ dầu thô giảm xuống thấp hơn nhiệt độ hóa đặc, parafin bắt đầu kết tinh.

Khi nhiệt độ đến gần nhiệt độ đông đặc, tức vẫn cao hơn nhiệt độ đông đặc từ

5-10 0 C, dầu ở trạng thía huyền phù với những hạt parafin tự do Khi nhiệt độ dầu thô giảm xuống thấp hơn, trong dầu hình thành cấu trúc tinh thể parafin Khi đó,cần phải tác động một lực bên ngoài lớn hơn lực tĩnh của cấu trúc các phân tử parafin, lực tác động càng lớn thì mạng tinh thể càng

dễ vỡ và dịch chuyển.

2.3.2 Áp suất

Khi dầu ở trạng thái áp suất lớn hơn áp suất bão hòa thì không phụ thuộc vào yếu tố

khí, nhiệt độ kết tinh sẽ gia tăng tuyến tính với sự tăng áp suất, khoảng

6-7 0 C/10 at.

Khi dầu thô chảy dọc theo thân giếng, áp suất dầu giảm dần, các phân đoạn nhẹ

trong dầu bay hơi Sự giãn nở nhanh của khí làm nhiệt độ của dầu giảm, đồng thời cũng làm giảm độ hòa tan của các phân đoạn parafin có nhiệt độ nóng chảy cao và do đó làm gia tăng khả năng lắng đọng.

2.3.3 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan

Dầu có chứa hàm lượng càng lớn các parafin có phân tử lượng lớn, nhiệt độ nóng chảy cao thì càng dễ xảy ra hiện tượng lắng đọng Khi xảy ra

Trang 39

hiện tượng lắng đọng thì các parafin có phân tử lượng lớn lắng đọng trước, tạo mầm kết tinh cho lắng đọng tiếp theo Với loại dầu thô có hàm lượng parafin rắn trên 40%, quá trình lắng đọng xảy ra nhanh và chất lắng đọng có

độ cứng khá cao, rất khó xử lý

Khi có một lượng khí hòa tan trong dầu sẽ làm tăng khả năng hòa tan của các parafin trong dầu do các parafin dễ dàng tan trong dung môi là các parafin nhẹ Khi có sự tách khí, khả năng hòa tan của các parafin giảm đồng thời dẫn đến sự mất nhiệt làm gia tăng khả năng lắng đọng parafin

Sự có mặt của nước làm thay đổi tính thấm ướt bề mặt, nước thấm ướt

bề mặt thành ống làm giảm sự kết dính giữa dầu và thành ống nên có thể làm giảm sự lắng đọng parafin Nếu hàm lượng nước tăng mà không gây nên hiện tượng thấm ướt bề mặt thành ống thì hiện tượng lắng đọng parafin vẫn tiếp tục xảy ra Tuy nhiên sự thấm ướt bề mặt kim loại làm gia tăng khả năng ăn mòn đường ống

2.3.4 Tốc độ dòng chảy

Cường độ tích tụ chất lắng đọng lúc đầu gia tăng theo sự gia tăng tốc

độ dòng do sự gia tăng lưu lượng vận chuyển vật chất Sau đó giảm xuống do

sự gia tăng lực va chạm tới một giá trị vượt quá mức độ bền của các parafin bám dính trên bề mặt kim loại Ở những tốc độ dòng lớn, các tinh thể parafin được giữ ở trạng thái lơ lửng, trôi nổi theo dòng dầu vận chuyển

Ngoài các yếu tố cơ bản trên, bề mặt thành ống cũng đóng vai trò quan trọng không kém Mức độ xử lý bề mặt đường ống có tác dụng đáng kể lên độ bám dính của chất lắng đọng với bề mặt thành ống Độ nhẵn bóng của bề mặt thành ống càng lớn thì sự bám dính của các chất lắng đọng parafin lên đó càng nhỏ, lớp parafin lắng đọng có thể dễ dàng tách khỏi thành ống

Trang 40

2.4 Tốc độ lắng đọng parafin trong đường ống

Bảng 2.1 Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống không bọc cách nhiệt

Chiều dày Tổn hao áp Thể tích lớp Thể tích lắng đọng suất paraffin (m 3 ) ống còn lại

Kết quả bảng 2.1 cho thấy, tổn hao áp suất khoảng 9at thì khối lượng lắng

nước biển để tăng vận tốc dịch chuyển của dòng chất lỏng trong đường ống để tẩy rửa lớp lắng đọng này Tuy nhiên, kết quả cho thấy tổn hao áp suất trên đoạn ống này sau khi bơm rửa bằng nước biển giảm không đáng kể, sau đó tốc

độ tăng tổn hao áp suất đạt tới mức 0,35 - 0,4аt/ngày đêm, và đạt đến 14at chỉ sau 10 ngày sau khi bơm rửa, nghĩa là lượng lắng đọng trong ống đã đạt đến

không hiệu quả như mong muốn Để đảm bảo việc khai thác liên tục và vận hành an toàn đường ống, phải chuyển việc vận chuyển dầu từ đường ống không bọc cách nhiệt sang tuyến đường ống bọc cách nhiệt

Định dạng
Số trang	86
Dung lượng	6,14 MB