ĐỒ án tốt NGHIÊP 2016 : “ Nghiên cứu xây dựng cơ sở dữ liệu địa chính phục vụ công tác quản lý đất đai phường Trần Nguyên Hãn, thành phố Bắc Giang, tỉnh Bắc Giang bằng phần mềm Microstation và Famis.”

CHƯƠNG 1 KHÁI QUÁT VỀ BẢN ĐỒ VÀ BẢN ĐỒ ĐỊA CHÍNH 1.1. KHÁI NIỆM VỀ BẢN ĐỒ 1.1.1. Định nghĩa bản đồ Bản đồ là sự biểu thị khái quát, thu nhỏ bề mặt tự nhiên của trái đất hoặc bề mặt các hành tinh khác lên mặt phẳng theo một quy luật toán học nhất định (phép chiếu bản đồ ) thông qua việc khái quát hóa và sử dụng một hệ thống kí hiệu quy ước nhằm phản ánh sự phân bố, trạng thái, những đặc điểm về số lượng và mối liên quan giữa các hiện tượng tự nhiên xã hội. “ Bản đồ là hình ảnh của thực tế địa lý được kí hiệu hóa, phản ánh các yếu tố hoặc các đặc điểm một cách có chọn lọc, là kết quả từ sự lỗ lực sáng tạo trong lựa chọn của tác giả bản đồ, và được thiết kế để sử dụng chủ yếu liên quan đến mối quan hệ không gian. Nội dung bản đồ thể hiện các hiện tượng địa lý tự nhiên, kinh tế xã hội và mối quan hệ giữa chúng. Nội dung bản đồ được biểu thị thông qua quá trình tổng quát hóa và được trình bày bằng hệ thống kí hiệu.” ( Theo Hội nghị bản đồ thế giới lần thứ 10 Barxelona, 1995). Theo A.M. Berliant: “ Bản đồ là hình ảnh ( Mô hình ) của bề mặt trái đất, các thiên thể hoặc không gian vũ trụ, được xác định về mặt toán học, thu nhỏ, và tổng quát hóa, phản ánh về các đối tượng được phân bố hoặc chiếu trên đó, trong một hệ thống kí hiệu đã được chấp nhận”. 1.1.2.Tính chất của bản đồ 1.1.2.1. Tính trực quan Bản đồ cho ta khả năng bao quát và nhận biết nhanh chóng những yếu tố chủ yếu và quan trọng nhất của nội dung bản đồ. Một trong những tính chất ưu việt nhất của bản đồ là khả năng bao quát, tạo ra mô hình trực quan của lãnh thổ, phản ánh về các đối tượng, hiện tượng được biểu thị. Qua bản đồ người sử dụng có thể tìm thấy được sự phân bố, mối quan hệ của các đối tượng và hiện tượng trên bề mặt Trái đất 1.1.2.2. Tính đo được Đây là một tính chất quan trọng của bản đồ, tính chất này có liên quan chặt chẽ tới cơ sở toán học của bản đồ. Trên bản đồ, người sử dụng có thể xác định được rất nhiều các trị số khác nhau: tọa độ, độ cao, khoảng cách, diện tích, góc, phương hướng và các trị số khác. 1.1.2.3. Tính thông tin bản đồ Đó là khả năng lưu trữ, truyền đạt cho người đọc những thông tin khác nhau về các đối tượng, hiện tượng được biểu thị trên bản đồ. Tính thông tin của bản đồ thường được thể hiện thông qua một số khái niệm về thông tin bản đồ như đơn vị thông tin, tải trọng thông tin bản đồ. 1.1.3. Phân loại bản đồ Bản đồ có thể phân loại theo tỷ lệ, theo nội dung, theo mục đích sử dụng, theo lãnh thổ, theo đặc điểm và theo một số dấu hiệu khác. Tất các các dấu hiệu đó đều đặc trưng cho bản đồ. Theo n

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 4

CHƯƠNG I 6

TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG 6

1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng 6

1.1.1 Vị trí địa lý 6

1.1.2 Khí hậu vùng mỏ 6

1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển 8

1.3 Địa chất và địa vật lý 11

1.3.1 Địa tầng 11

1.3.2 Cơ sở cấu trúc 13

1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng 14

1.4.1 Tính chất hóa học chung: 15

1.4.2 Tính chất vật lý: 17

1.5 Tính chất lưu biến của dầu thô 19

1.5.1 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô 25

1.5.2 Tính chất lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng 28

CHƯƠNG II 30

LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ TRONG ĐƯỜNG ỐNG 30

2.1.Hiện tượng lắng đọng parafin 30

2.2 Cơ chế lắng đọng parafin 31

2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng parafin 32

2.3.1 Nhiệt độ 32

2.3.2 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan 33

2.3.3 Tốc độ dòng chảy 33

2.4 Tốc độ lắng đọng parafin trong đường ống 34

2.5 Ảnh hưởng của lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu 36

CHƯƠNG III 38

CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN

VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO 38

3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp 38

3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng 39

3.3 Vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt 40

3.4 Xử lý dầu bằng hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc) 41

3.5 Vận chuyển dầu cùng nước 43

3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí 44

3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách 45

3.8 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 46

3.8.1 Cơ chế tác dụng của PPD và chất trợ hấp phụ (activator) 46

3.8.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD 47

3.8.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa 48

3.8.4 Kết luận 50

CHƯƠNG IV 52

CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ LẮNG ĐỌNG PARAFIN TRONG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THÔ 52

4.1 Phương pháp cơ học 52

4.2 Phương pháp nhiệt 54

4.3 Phương pháp dùng dung môi: 55

4.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng 56

CHƯƠNG V 57

TÍNH TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU TỪ ĐH2 – ĐH1 57

5.1 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng 57

5.1.1 Giàn xử lý và điều khiển trung tâm (giàn FPU-DH01) 57

5.1.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-DH02 58

5.1.3 Phao CALM 59

5.1.4 Tàu chứa nổi và xuất dầu (FSO) 59

5.1.5 Hệ thống ống mềm phục vụ khai thác các giếng ngầm 60

5.2 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH2 - ĐH1 63

5.2.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực 63 5.2.2 Tính toán nhiệt 64 5.2.3 Các nguyên tắc tính toán 64 5.2.4 Các công thức cơ bản để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển chất lỏng một pha 65 5.3 Áp dụng cho công tác tinh toán trên đường ống dẫn dầu ĐH2- ĐH1 75 5.4.Vận hành và bảo trì hệ thống khai thác và đường ống vận chuyển trên toàn mỏ Đại Hùng 79 KẾT LUẬN CHUNG 82

LỜI MỞ ĐẦU

Trong giai đoạn phát triển của đất nước hiện nay, cùng với tốc độ pháttriển 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 quantrọng Ở nước ta công nghiệp dầu khí là ngành công nghiệp mũi nhọn đónggóp đáng kể vào ngân sách nhà nước

Cùng với bề dày lịch sử phát triển của dầu khí Việt Nam nói chung, mỏ ĐạiHùng nói riêng được ghi nhận và luôn dẫn đầu trong các mỏ dầu lớn tại ViệtNam Mỏ Đại Hùng là một mỏ dầu thô và khí đốt đồng hành nằm tại lô số05.1 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 tạichỗ 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 ĐạiHùng để tiến hành các công việc khai thác Năm 2003, Zarabenzheft (Liênbang Nga) là đối tác của Petro Vietnam trong liên doanh Vietsovpetro cũngtuyên bố rút lui, Tổng công ty dầu khí Việt Nam(Petro Vietnam) được giaotiếp tục đầu tư thăm dò và khai thác mỏ này Đến đầu năm 2003, sản lượngkhai thác được ở mỏ Đại Hùng là: 3,327 triệu tấn dầu, 1037 triệu m³ khí đồnghành

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 cứunhằm đưa các giải pháp công nghệ cải tiến sản xuất và tiết kiệm chi phí là rấtquan trọng Nắm bắt được vấn đề nêu trên, trong khóa tốt nghiệp này em xin

được phép trình bày đề tài nghiên cứu về “Vận chuyển dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao từ ĐH2- ĐH1(mỏ Đại Hùng)”

Trong suốt quá trình thực tập và xây dựng đồ án em đã nhận được sựhướng dẫn, chỉ bảo tận tính của TS Trần Đình Kiên– trưởng bộ môn KhoanKhai 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 anhNguyễn 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 chắnkhông tránh khỏi các sơ suất về kiến thức và phương pháp trình bày Rấtmong nhận được sự đóng góp của thầy cô và bạn bè

Em xin chân thành cảm ơn!

CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG

1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng

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 hang 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 làtháng giêng với nhiệt độ 26.20C, cao nhất là tháng 5: nhiệt độ đến 30.50C.Ởdưới mực nước biển, nhiệt độ vào mua khô trung bình từ 26-270C, mùa mưa

từ 28-290C

Độ ẩm : nhìn chung khí hậu khô ráo, độ ẩm trung bình 60%

Lượng mưa: lượng mưa chủ yếu tập trung vào mùa mưa với lượngkhoảng 2400mm, các tháng 1-3 gần như không có mưa, lượng mưa thấp nhấtvào 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 làĐông Nam và Nam, tháng 6-10 hướng gió chính là Tây và Tây Nam Tốc độgió 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 làTây và Tây Nam Ngoài ra còn xuất hiện hướng song Tây vàĐông Nam

 Trong tháng 11, song có chiều cao thấp hơn 1m chiếm khoảng23.38% tháng 12 chiếm 13% Từ tháng 11 đến tháng 1, sóng cóchiều cao hơn 5 m chiếm khoảng 4.9%

Dòng chảy : dưới ảnh hưởng của gió biển Đông tạo nên dòng chảy đối lưu,hướng và tốc độ chảy phụ thuộc vào hướng gió và sức gió, ngoài ra do ảnhhưởng của các yếu tố như : sự chênh lệch khối lượng riêng của nước, thủytriều địa hình đáy và cấu tạo đường bờ tọa nên những dòng chảy khác nhâunhư dòng triều và dòng trôi dạt Đặc trưng của dòngtriều là thay đổi về hướng

và tốc độ thủy triều, tốc độ lớn nhất đạt 0.77m/s, thời gian lên xuống là 12giờ Dòng trôi dạt là do sự kết hợp giữa dòng tuần hoàn trong khu vực vàdòng do gió bề mặt tạo ra tốc độ 0.8-1.5m/s

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

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

 Giai đoạn trước năm 1975

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

- Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng đầu tiên BB-1X tại cấutạo 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 chấn2D với

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

- Năm 1988 Vietsovpetro đã tiến hành khoan giếng khoan thăm dò đầutiên 05-DH-1X trên cấu tạo Đại Hùng Kết quả thử vỉa 11 tầng sản phẩmtrong khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen đãcho 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 cácgiếng 05-DH-2X và 05-DH-3X ở cánh Đông và cánh Tây của cấu tạo ĐạiHùng Kết quả thử vỉa giếng 05-DH-2X cho dòng dầu công nghiệp trong 7tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng05-DH-3X là giếng khô

- Năm 1991 Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát 238 km2 địa chấn 3Dvới khoảng cách tuyến là 100 m Công tác thu nổ và xử lý được thựchiện bởi công ty GECO-PRAKLA Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấytầng phủ trầm tích tại cấu tạo Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, trongphạm vi chứa sản phẩm đã xác định được 20 khối kiến tạo và được đánh sốthứ 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 điềuhành đề án Đại Hùng Tháng 6 năm 1993 BHPP đã tiến hành khoan thẩmlượng giếng khoan 05-DH-4X trên khối D, kết quả thử vỉa cho dòng dầu caonhất đạt 3.255 thùng/ngày

-Từ 1993-1994 BHPP đã tiến hành khoan các giếng khoan thẩm lượng05-DH-5X và 05-DH-7X ở khu vực trung tâm (khối H và N), giếng 05-DH-6X nằm ở phía Bắc (khối M) và giếng 05-DH-8X ở khu vực phía Nam(khối B) của mỏ Ngoại trừ giếng DH-6X (khối M) là giếng khô, các giếngcòn lại đều cho dòng dầu công nghiệp với lưu lượng dầu từ 3.000thùng/ngày đến 8.000 thùng/ngày Đồng thời trong thời gian này BHPP đãtiến hành khoan các giếng khai thác 05-DH-1P, 05-DH-2P và 05-DH-3P tạikhu vực Khai Thác Sớm (EPS)

- Ngày 14/10/1994 BHPP đã hoàn thiện hệ thống thiết bị và giếng khaithác, đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác với các giếng 05-DH-1P, 05-DH-2P,05-DH-3P và 05-DH-4X, lưu lượng dầu tổng cộng ban đầu đạt cao nhất trên35.000 thùng/ngày Giếng 05-DH-4P được đưa vào khai thác tháng 4/1995,giếng 05-DH-2P được chuyển sang bơm ép nước từ tháng 7/1995 Cũngtrong thời gian này các giếng khai thác được nghiên cứu giếng định kỳ để xácđịnh khả năng khai thác của các tầng sản phẩm

- Năm 1997 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về công tyPetronas Carigali Vietnam (PCV) sau khi BHPP rút khỏi đề án Trong thờigian 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 vàokhai thác từ tháng 10/1998 với lưu lượng dầu ban đầu khoảng 3.000thùng/ngày Hoạt động khoan thẩm lượng bổ sung trong giai đoạn này khôngđược tiến hành

- Từ 8/1999 đến 8/2003 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc vềVietsovpetro Trong thời gian này Vietsovpetro đã tiến hành khoan thêm 04

thác (DH-8P, DH-9P, DH-10P) Giếng DH-9X được khoan tại khối L, kết quảthử vỉa cho lưu lượng dầu 2.536 thùng/ngày từ tầng chứa cát kết GiếngDH-10X được khoan tại khối B, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượngkhông đáng kể (425 thùng/ngày từ cát kết và 258 thùng/ngày từ tầngmóng) Giếng DH-11X được khoan tại khối G với mục đích thăm dò tầngmóng, kết quả thử vỉa không cho dòng dầu Giếng DH-12X được khoan tạicánh sụt phía Đông, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng 6.456thùng/ngày từ đá vôi

- Các giếng khoan khai thác DH-8P, DH-9P và DH-10P được khoan tạikhối K+J với mục đích khai thác dầu và sau đó giếng DH-8P sẽ được chuyểnsang bơm ép nước đểduy trì áp suất vỉa cho khối K Song song với công táckhoan thẩm lượng, hoạt động khai thác tiếp tục được duy trì tại khu vực khaithác sớm với 06 giếng có sẵn, trong đó giếng DH-2P là giếng bơm ép nước

- Ngày 31 tháng 7 năm 2003, mỏ Đại Hùng dừng khai thác để tiếnhành sửa chữa giàn FPU-DH01 tại đà

- 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 thácDầu Khí tiến hành khoan các giếng thẩm lượng DH-14X trên khối A và DH-15X tại cánh sụt phía Đông Bắc mỏ, trong đó giếng DH-14X cho lưu lượngdầu 4.400 thùng/ngày từ tầng chứa đá vôi, giếng DH-15X không tiến hànhthử vỉa do không có biểu hiện dầu khí Hoạt động khai thác tại khu vực KhaiThác Sớm với 05 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép có sẵn được nối lại từtháng 12/2004 với sản lượng khoảng 2.800 thùng/ngày

- Các giếng khoan DH-7X, DH-12X, DH-8P, DH-9P, DH-10P đã đượchoàn thiện lắp đặt thiết bị khai thác lòng giếng và hệ thống khai thác ngầmtrong 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 phêduyệt của Chính phủ; đã hoàn thành 09/11 giếng phát triển và đưa vào khaithác Hai giếng khai thác còn lại sẽ tiếp tục được thi công vào quý 2/2014.

- Ngày 12/08/2011 giàn WHP-DH02 chính thức đón dòng dầu đầu tiên

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

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

- Như vậy, cho đến nay đã có 32 giếng khoan thăm dò/thẩm lượng vàkhai thác (bao gồm cả giếng thăm dò mở rộng DH-21XP đang được thi công),trong đó có 18 giếng đã được đưa vào khai thác và bơm ép nước: 10 giếngkhai thác, 01 giếng bơm ép trên FPU-DH01 và 07 giếng khai thác trênWHP-DH02 Ngoại trừ các giếng DH-3X/6X/15X là giếng khô, giếng DH-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 ngày31/12/2013 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 khoảng28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Macma trước ĐệTam 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 gồmcác địa tâng: Mioxen dưới, Miocen giữa, Mioxen trên và hệ Neogen – Đệ Tứgồm các phân vị địa tầng: Plioxen, Đệ Tứ Tổng chiều dày của các tầng trầmtích 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

rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng Tầng trầm tích Mioxen dưới được phân chianhỏ 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 Tậptrầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc pháttriển khai thác mỏ Địa Hùng Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng vàkhai thác mỏ, các tài lieeujminh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồcấu trúc, phân bố của tầng trầm tích Mioxen dưới toàn bộ mỏ Do đặc điểmtrầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tậpcát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳngđứng Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tíchMioxen dưới thành 7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khácnhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếngkhai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ.

- Trầm tích Mioxen giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ ĐạiHùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan Thành phần trầm tích bao gồm cátkết 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 sựbiến đổi bề dầy của các lớp đá vôi, gây khó khăn trong việc xác định phân bốcũng như tính trữ lượng dầu và khí Đá vôi kết tinh mạnh tạo sự phát triển cáchang 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 khuvực phía Nam và trung tâm mỏ cho dong dầu với lưu lượng cao trên 4000thùng/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 Nhìnchung 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

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, chúngchia 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 hệthống đứt gãy Phần cao nhất của móng ở khố L và thấp dần về phía Tây Ởphía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và khối F

- Tầng cấu trúc Mioxen dưới: Tầng cấu trúc này được thể hiện trên cácbản đồ cấu tạo của các tang phản xạ H200, H150, H140, H100 và H90 Nhìnchung hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ ĐạiHùng thành nhiều khối có sự khác nhâu về thủy động lực và nhiều đứt gãymang tính màn chắn

- Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầngphản 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 độngcủa đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuốiMioxen

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/kgKCal/kg 1080510153

1.4.1 Tính chất hóa học chung:

Dầu mỏ là 1 dạng hỗn hợp phức tạp của Hydrocacbon tự nhiên, cóthành phần và tính chất chủ yếu phụ thuộc vào lượng nguyên tử cacsbon vàhydro 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 phầndầu mỏ thay đổi tùy theo loại dầu Thông thường các hợp chất Hydrocacbonchiếm 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:

n = 1 ÷ 4 : Tồn tại ở thể khí

n = 5 ÷ 17 : Tồn tại ở thể lỏng

Khi n tăng thì nhiệt độ nóng chảy và nhiệt độ bốc hơi tăng, cácHydrocacbon nóng chảy từ C5H12 đến C7H36 bốc hơi khoảng từ 28÷300oC,đây chính là thành phần của xăng và dầu hỏa, xăng chứa các Hydrocacbon từ

C11H24 đến C17H36

Napten (Xycloalkan): Là một Hydrocacbon caaustrucs 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 khoảngsau:

- Alkan (Hydrocacbon no) 34÷70%;

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

- Aren (Hydrocacbon thơm) 12÷47%;

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 nghìnđến 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 hoặckhí 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 củaHemoflobin 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 trongthành phần keo

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

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 độkhác nhau ngoài thực tế, bởi vậy giá trị thu được cũng rất khác nhau, khác vớiđiều kiện tiêu chuẩn Vì vậy, để so sánh và tính toán chính xác cần phải quyđổi về điều kiện tiêu chuẩn (ở mặt đất T= 200C và P= 1at) bằng công thứcsau:

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 chấtlượng của dầu mỏ

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

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 :

γ độ nhớt động học

µ độ nhớt tuyệt đối cảu chất lỏng

khối lượng riêng của chất lỏng

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 nghĩ 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 suấtgiảm 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 cácsản phẩm của dầu mỏ dễ hòa tantrong các môi trường như: est dầu mỏ,beezen, clorofooc, tetraclorua cacbon… Chính các phân đoạn nhẹ của dầu mỏcũng là các dung môi rất tốt để hào tan dầu mỏ nói chung và các phân đoạnnặng nói riêng Độ hòa tan của dầu mỏ trong dung môi hữu cơ cũng phụ thuộcvào 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 Parafinchuyển từ huyền phù tự do sang huyền phù liên kết Dầu mỏ và các sản phẩmcủa dầu mỏ có nhiệt độ đông đặc cao sẽ rất khó trong hoặc không thể bơmvận chuyển được trong các đường ống, không sử dụng được để chạy máytrong mùa đông Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng cơ bảnnhất 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 ởnhiệt độ 300C Nhiệt độ nóng chảy tăng lên theo chiều từ các phân đoạn nhẹđến các phân đoạn nặng của dầu, hàm lượng phân đoạn nặng càng nhiều nhiệt

độ nóng chảy cảu dầu càng cao

1.5 Tính chất lưu biến của dầu thô

Tính chất lưu biến của chất lỏngđược xem là sự phụ thuộc của độ nhớt µvào gradient vận tốc và ứng lực trượt ґ, với dòng chảy trong ống gradient vậntốc là dv/dr ; r là bán kính tạ điểm cần xét

Độ nhớt có thể xem là lực cản chảy bên trong của một chất lỏng, nên ảnhhưởng đến lực chảy chủ yếu ở chế độ chảy dòng

Ứng lực trượt τ là lực tác dụng lên một đơn vị diện tích giữa các lớp chấtlỏng

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 thểnhớt, biểu thị băng mối quaun hệ đường thẳng giữa ứng lực sinh ra trong mộtchất lỏng và tốc độ biến dạng Về mặt toán học, biểu thị bằng định luậtNewton:

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 mộtđường 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 làhàm 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 lỏngdilatan cũng có đường cong chảy đi qua gốc tọa độ, tuy nhiên độ dốc đườngcong 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 trốnggiữa các hạt là bé nhất, độ rỗng của huyền phù tăng lên, một phần chất lỏngđược tách ra khỏi khoảng trống, giữa các hạt rắn hình thành các mặt tiếp xúctrực 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 huyềnphù 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

4

Hình b

33

21

5

τ0

đối xứng được kéo dài, định hướng trong huyền phù, các chuỗi polime đượcphân đoạn để có sức cản chảy bé hơn.

Một số nhựa, hắc ín và dung dịch polyme, chẳng hạn polycloruaviil, cóthể có cả tính chất dẻo ở tốc độ biến thiên thấp và dilatant ở tốc độ biến dạngcao

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

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

Ta còn bắt gặp một lọa chất lỏng có đường cong chảy không đi qua gốctọa 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 < 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 τ0 và độ nhớt dẻo µ*, còn đượcgọi là độ nhớt cấu trúc Như vậy, Bingham đã đưa ra một chất lỏng có tínhchất dẻo, có thể áp dụng cho một chất rắn có tính chất nhớt Ở trạng thái đứngyên, chất lỏng có cấu trúc tinh thể như chất rắn( như mạng parain) để có dòngchảy cần phải có ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc này và sau đó tuân theođịnh luật Newton

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

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 τ0, µ* và η Từ(1.5) ta có thể nhận xét :

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

Khi τ0 =0 ta có mô hình Ostward

Khi η = 1 ta có mô hình Bingham:

Do là mô hình được dùng trong khoan khai thác Nên chúng ta cần chitiết 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 tầngxảy 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 giữaống, tốc độ điểm bất kì xa thành ống tỉ lệ thuận với lưu lượng và tỉ lệ nghịchvới độ nhớt Khi vượt quamootj giá trị nào đó sẽ có chế độ chảy rối, lúc đócác hạt trong ống không chuyển động theo đường thẳng Trên thành tồn tạimột 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 τT được gọi là giới hạnchảy thực sau khi vượt qua τT sẽ bắt đầu giai đoạn 2, ứng lực đủ lớn để đẩychất lỏng di chuyển như một nút chất rắn, nút được bôi trơn bởi một màngmỏng chất lỏng gần thành ống, đường cong này tiếp tục cho tới τc1 và làđường 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 τA, chế độ chảy dòng sẽbắt đầu và tiếp tục cho đến giới hạn τc2 thì chuyển qua chảy rối Nếu chúng takéo dài đoạn τA – τc1 thì giao điểm với trục tung là giá trị τ0 gọi là giới hạnchảy Bingha, là giá trị dùng để tính toán lưu lượng hoặc giảm áp suất cho chấtlỏng Bingham Giá trị τ0 =4/3 τc1.

Giai đoạn chảy chuyển tiếp từ nút sang dòng, trong ống tồn tại một phầnchuyển động nút như một chất rắn ở phần giữa ống và một phần chuyển độngnhư một chất lỏng có phân lớp Trong phần chảy nút, tốc độ khong đổi của cáphân tử phụ thuộc vào giảm áp ∆P tác dụng lên tiết diện Sự tồn tại và kíchthước tiết diện này phụ thuộc vào tốc độ chuyển động, khi tốc độ tăng thì bánkính tiết diện giảm Vì vậy đến giá trị giới hạn tốc độ tương ứng τA thì nút sẽbiến mất và chế độ chảy dòng bắt đầu, độ nhớt là một giá trị hằng số, chấtlỏng Bingham trở thành chất lỏng Newton Vì vậy, tốc độ tuyệt đối của chấtlỏng 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

5 chảy rối τ > τc2

1.5.1 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

1.5.1.1 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 trượt động của nhũ càng lớn, như vậy khả năng lưu chuyển của dầu trong

35 0 2,3 3,4 3,5 4,2 5,7 4,5 1,5

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

nướcHình 1.5 cho thấy khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 68%, độnhớt và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu – nước giảm đột ngột Điều đóchứng tỏ từ nhũ tương nghịch nước trong dầu đã chuyển sang nhũ tươngthuận dầu trong nước

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

1.5.1.2 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 dầuthô rất phức tạp Tuy nhiên có thể nhận thấy rằng: khi lượng khí hòa tan trong

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

1.5.1.3 Ảnh hưởng của hóa phẩm

Các chất phụ gia có tác dụng làm giảm nhiệt độ đông đặc, giảm độnhớt, làm biến dạng tinh thể parafin rất tốt Do đó, việc sử dụng các chất phụgia để xử lý dầu trước khi vận chuyển được áp dụng cho toàn bộ hệ thống thugom, vận chuyển dầu nhiều parafin Việc sử dụng chất phụ gia hợp lý sẽ làmtăng tính lưu biến của dầu thô, làm tăng hiệu quả vận chuyển dầu thô và hạnchế hiện tượng lắng động parafin

1.5.1.4 Ảnh hưởng của hàm lượng keo nhựa

Hàm lượng chất keo – nhựa chiếm một phần không đáng kể trong dầuthô 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 caonhưng nhiệt độ đông đặc không cao Tuy nhiên, những chất lắng đọng củanhững chất keo nhựa này lại có độ bám dính lớn và rất khó xử lý

1.5.2 Tính chất lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng

Dầu thô mỏ Đại Hùng với đặc điểm là hàm lượng parafin chứa trongdầu lớn làm cho dầu mất tính linh động ngay trong điều kiện bình thường.Nhiệt độ đông đặc của dầu thô cao, biến đổi trong khoảng từ 220C – 300C sovới nhiệt độ thấp nhất của môi trương xung quanh là 21,60C Ngoài ra, cònphải kể đến ảnh hưởng của hàm lượng nhựa và asphalten trong dầu Hàmlượng nhựa và asphalten càng cao sẽ làm tăng độ nhớt của dầu nhưng mặtkhác lại làm hạ nhiệt độ đông đặc của dầu

Đặc tính lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng được trình bày trong các bảngsau:

Nhiệt độ, 0 C Điểm đông

CHƯƠNG II LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ

TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ TRONG ĐƯỜNG ỐNG

2.1.Hiện tượng lắng đọng parafin

Lắng đọng parafin trên thành ống là hiện tượng phổ biến khi vậnchuyển dầu thô bằng đường ống (đặc biệt với ống không bọc cách nhiệt) vànhiệt độ dầu vận chuyển thấp hơn nhiệt độ kết tinh parafin.Mức độ lắng đọngphụ thuộc vào thành phần hóa học của dầu, mức độ tổn thất nhiệt và chế độkhai thác, vận chuyển Kết quả phân tích chất lắng đọng cho thấy chất lắngđọng 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 sốnguyên tử cacbon Ban đầu các parafin kết tinh ở dạng các tinh thể đơn sau đótích 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 dầukhí 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 khôngliên 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 đườngống mà vận tốc rất nhỏ

Nhiều ông trình nghiên cứu chỉ ra rằng không phụ thuộc vào profil củađường ống, mức độ lắng đọng parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu củađường ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dòng Chiều dày parafintheo mặt cắt ngang của ống thường không giống nhau

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

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 trìnhkhai 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 ảnhhưởng đến sự lắng đọng parafin là nhiệt độ, áp suất, hàm lượng parafin trongdầu, 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 trongdầu thô Khả năng hòa tan parafin trong dầu thô giảm khi nhiệt độ giảm Khinhiệt dộ dầu thô giảm xuống thấp hơn nhiệt độ hóa đặc, parafin bắt đầu kếttinh

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 thểparafin Khi đó,cần phải tác động một lực bên ngoài lớn hơn lực tĩnh của cấutrúc 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 thuộcvào yếu tố khí, nhiệt độ kết tinh sẽ gia tăng tuyến tính với sự tăng áp suất,khoảng 6-70C/10 at

Khi dầu thô chảy dọc theo thân giếng, áp suất dầu giảm dần, các phân đoạnnhẹ 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 độnóng chảy cao và do đó làm gia tăng khả năng lắng đọng.

2.3.2 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan

Dầu có chứa hàm lượng càng lớn các parafin có phân tử lượng lớn, nhiệt độnóng chảy cao thì càng dễ xảy ra hiện tượng lắng đọng Khi xảy ra hiện tượnglắng đọng thì các parafin có phân tử lượng lớn lắng đọng trước, tạo mầm kếttinh cho lắng đọng tiếp theo Với loại dầu thô có hàm lượng parafin rắn trên40%, 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 củacác parafin trong dầu do các parafin dễ dàng tan trong dung môi là các parafinnhẹ Khi có sự tách khí, khả năng hòa tan của các parafin giảm đồng thời dẫnđến 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 bềmặt thành ống làm giảm sự kết dính giữa dầu và thành ống nên có thể làmgiảm sự lắng đọng parafin Nếu hàm lượng nước tăng mà không gây nên hiệntượng thấm ướt bề mặt thành ống thì hiện tượng lắng đọng parafin vẫn tiếptục xảy ra Tuy nhiên sự thấm ướt bề mặt kim loại làm gia tăng khả năng ănmòn đường ống

2.3.3 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 parafinbám dính trên bề mặt kim loại Ở những tốc độ dòng lớn, các tinh thể parafinđược 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 quantrọng không kém Mức độ xử lý bề mặt đường ống có tác dụng đáng kể lên độbám 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 đócàng nhỏ, lớp parafin lắng đọng có thể dễ dàng tách khỏi thành ống.

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

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 trênđoạn ống này sau khi bơm rửa bằng nước biển giảm không đáng kể, sau đótốc độ tăng tổn hao áp suất đạt tới mức 0,35 - 0,4аt/ngày đêm, và đạt đến 14att/ngày đêm, và đạt đến 14atchỉ sau 10 ngày sau khi bơm rửa, nghĩa là lượng lắng đọng trong ống đã đạt

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

Bảng 2.2 Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống bọc cách

nhiệt

- 6at lên đến 10at (tốc độ tăng áp suất khoảng 0,13 - 0,15at/ngày đêm)

Nguyên nhân tăng áp suất trong đường ống này cũng do đặc thù tính chất lưu biến của dầu và có sự lắng đọng paraffin mềm bên trong ống Lưu lượng bơm

Kết quả cho thấy rằng: nếu tổn thất áp suất khi vận chuyển dầu đạt tới10at, có nghĩa là trong đường ống đã hình thành lớp lắng đọng dày 30mm và

Hình 2.1 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu Gấu Trắng tại các điều kiện nhiệt

độ vận chuyển khác nhau

Để đảm bảo an toàn tuyệt đối cho hệ thống đường ống vận chuyển dầu, nhiệt

độ sản phẩm khai thác vận chuyển trong đường ống phải cao hơn nhiệt độ

kiện nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ xuất hiện tinh thể paraffin, chất lỏng sẽ ởtrạng thái phi Newton gây ra các biểu hiện phức tạp trong tính chất lưu biếncủa dầu thô, tăng độ nhớt dẫn đến nguy cơ lắng đọng paraffin trong đườngống

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

Dầu khai thác tại mỏ Đại Hùng là loại dầu có hàm lượng parafin cao,điều này tạo nên những khó khăn đặc trưng trong quá trình vận chuyểnsản phẩm của các giếng khai thác và dầu đã tách khí

Do dầu đông đặc và mất tính linh động ở nhiệt độ tương đối cao, nênvận chuyển các loại dầu này bằng đường ống thường kèm theo tổn thất thủylực lớn Khả năng lưu thông của đường ống được xác định bằng trạng thái bềmặt bên trong của ống và sự hiện diện của lớp lắng đọng parafin – nhựa –

asphalten Các lớp lắng đọng này càng lớn sẽ càng làm giảm tiết diện đườngống và kết quả là làm gia tăng tổn thất thủy lực trong qúa trình bơm chuyểndầu cũng như làm tăng nguy cơ tắc đường ống khi dừng bơm, điều đó dẫn đếnviệc khởi động lại đường ống gặp rất nhiều khó khăn do áp suất khởi động lạivượt quá giới hạn cho phép.

Đối với hệ thống tự chảy thì nguy cơ lắng đọng parafin, nhựa,asphalten, muối và các tạp chất cơ học lại càng cao Nếu sử dụng trong thờigian dài mà không thực hiện các biện pháp xử lý cặn và các chất lắng đọng thìđường ống vận chuyển sẽ tắc nghẽn, làm ngưng trệ hoạt động của toàn bộ hệthống

Sự lắng đọng parafin không chỉ xảy ra trên hệ thống đường ống vậnchuyển mà còn xảy ra và gây nhiều khó khăn cho hệ thống bình tách nhiềubậc và bình tách cao áp Chính sự lắng đọng parafin phía trong thành ống dẫndầu có thể làm giảm hiệu quả làm việc của hệ thống thu gom, xử lý dầu.Trong nhiều trường hợp có thể gây nên sự cố khi vận hành đường ống và hệthống bình tách

Hình 2.2 Lắng đọng parafin trong đường ống dẫn dầuKhi vận chuyển dầu có nhiệt độ đông đặc cao, một trong những điều kiện cơ bản để giảm tổn hao nhiệt trên tuyến ống là bọc cách nhiệt đường ống Trên cơ sở đó chúng ta đã thiết lập ra các quy trình công nghệ vận chuyển các loại dầu này như: bơm dầu nóng, sử dụng dung môi, trộn lẫn dầu

có nhớt thấp, vận chuyển dầu cùng với nước, sử dụng hóa phẩm làm giảm nhiệt độ đông đặc …