Nghiên cứu nâng cao khả năng vận chuyển dầu nội mỏ rồng và bạch hổ

Hầu hết dầu thô khai thác ở thềm lục địa Việt Nam nói chung đều chứa một hàm lượng parafin, asphalten và nhựa rất cao và đặc biệt ở mỏ Rồng và Bạch Hổ có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc lớn

LÊ NGỌC AN

NGHIÊN CỨU NÂNG CAO KHẢ NĂNG VẬN CHUYỂN

DẦU NỘI MỎ RỒNG VÀ BẠCH HỔ Chuyên ngành : Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí

Mã số : 60.53.50

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Hà Nội, 04/2012

Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết và thực

tiễn sản xuất và dưới sự hướng dẫn khoa học của PGS.TS Hoàng Dung

Các số liệu, mô hình tính toán và những kết quả trong luận văn là trung thực, giải pháp nghiên cứu xuất phát từ thực tiễn và kinh nghiệm, 25 năm làm việc trong ngành khoan khai thác dầu khí chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào trước khi trình, bảo vệ và công nhận bởi “ Hội đồng đánh giá luận văn tốt nghiệp Thạc sỹ kỹ thuật ”

Một lần nữa, tôi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên

Tác giả

Lê Ngọc An

Trong suốt quá trình học tập và thời gian thực hiện luận văn tốt

nghiệp, người viết đã nhận được sự quan tâm giúp đỡ của quý thầy cô,

đồng nghiệp và các bạn đồng nghiệp Đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình

của thầy PGS.TS Hoàng Dung (ĐHM-ĐC); quý thầy, cô phòng Đào tạo

Sau đại học khoa Dầu khí, bộ môn Khoan - Khai thác dầu khí và đặc biệt

là thầy PGS.TS Lê Xuân Lân (ĐHM-ĐC) đã giúp đỡ người viết hoàn

thành luận văn này Người viết xin chân thành cảm ơn:

- Ban giám hiệu trường ĐHM-ĐC

- Thầy PGS.TS Hoàng Dung (ĐHM-ĐC)

- Quý thầy cô khoa dầu khí và bộ môn Khoan- khai thác dầu khí trường

1 Tính cấp thiết của luận văn - 1

2 Mục tiêu của luận văn - 1

3 Nhiệm vụ của luận văn - 2

4 Ý nghĩa khoa học vào thực tiễn - 2

5 Giới hạn vùng nghiên cứu - 2

6 Phương pháp nghiên cứu - 2

7 Cấu trúc luận văn - 2

Chương 1: Các tính chất dầu Bạch Hổ và Rồng - 4

1.1 Vị trí địa lý – Kinh tế của mỏ Bạch Hổ và Rồng - 4

1.2 Đặc điểm và tính chất dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 5

1.2.1 Đặc điểm tính chất hóa học - 5

1.2.2 Đặc tính vật lý - 6

1.2.3 Tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ - 13

1.2.3.1 Dạng chất lỏng newton của dầu thô - 14

1.3.2.2 Dạng chất lỏng phi newton của dầu thô - 14

1.2.3.3 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô - 17

1.2.3 Nghiên cứu hiện tượng lắng đọng parafin - 21

1.2.5 Các chỉ tiêu đặc tính hóa lý dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 25

1.2.5.1 Khái quát về dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 25

1.2.5.2 Chỉ tiêu hóa – lý dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 26

1.2.6 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ hướng cải thiện - 28

1.2.6.1 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 28

1.2.6.2 Phương hướng cải thiện tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 29

Chương 2: Các phương pháp xác định chỉ tiêu của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ 33 2.1 Phương pháp xác định hàm lượng nước - 33

2.1.1 Mục đích - 33

2.1.2 Ý nghĩa - 33

2.1.3 Nguyên tắc - 34

2.1.4 Dụng cụ và hóa chất - 34

2.1.8 Chú ý khi thực hiện phương pháp chưng cất nước - 37

2.2 Phương pháp xác định nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ - 37

2.2.1 Mục đích - 37

2.2.2 Ý nghĩa - 38

2.2.3 Nguyên tắc - 38

2.2.4 Dụng cụ và hóa chất - 38

2.2.5 Chuẩn bị thí nghiệm - 38

2.2.6 Tiến hành thí nghiệm - 40

2.2.7 Thực hành xác định nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ - 41

2.3 Phương pháp xác định độ nhớt của dầu - 42

2.3.1 Mục đích - 42

2.3.2 Ý nghĩa - 42

2.3.3 Nguyên tắc - 42

2.3.4 Dụng cụ và hóa chất - 42

2.3.5 Chuẩn bị thí nghiệm - 43

2.3.6 Tiến hành thí nghiệm - 43

2.3.7 Thực hành phương pháp xác định độ nhớt của dầu mỏ - 45

2.3.8 Chú ý với phương pháp xác định độ nhớt - 46

2.4 Phương pháp xác định hàm lượng nhựa và parafin trong dầu mỏ - 46

2.4.1 Lý thuyết của phương pháp - 46

2.4.1.1 Mục đích - 46

2.4.1.2 Ý nghĩa - 46

2.4.1.3 Bản chất - 47

2.4.1.4 Dụng cụ và hóa chất - 47

2.4.1.5 Chuẩn bị thí nghiệm - 47

2.4.1.6 Thao tác thí nghiệm - 50

2.4.2 Thực hành phương pháp - 51

2.5 Nhận xét qua kết quả thí nghiệm - 55

3.2.1 Xử lý bằng hóa phẩm hạn nhiệt độ đông kết hợp với gia nhiệt - 61

3.2.1.1 Các chất hạn điểm đông đặc - 61

3.2.1.2 Cơ chế hạ điểm đông của các hóa phẩm - 65

3.2.2 Xử lý bằng dung môi - 71

3.2.3 Xử lý bằng nhiệt - 73

3.2.4 Xử lý bằng từ - Nhiệt - 75

Chương 4: Các giải pháp nâng cao khả năng vận chuyển dầu thô nội mỏ Rồng và Bạch Hổ - 77

4.1 Hoạt động của đường ống vận chuyển dầu nhiều parafin trong điều kiện phức tạp - 77 4.1.1 Những điều kiện phức tạp trong quá trình vận chuyển - 77

4.1.2 Hoạt động của đường ống trong điều kiện phức tạp - 77

4.2 Các phương pháp đã nghiên cứu để bơm – vận chuyển dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 81 4.2.1 Vận chuyển dầu được xử lý nhiệt kết hợp với hóa phẩm hạ nhiệt độ đông - 81

4.2.2 Vận chuyển hỗn hợp dầu – nước - 83

4.2.3 Vận chuyển dầu đã tách khí - 84

4.2.4 Vận chuyển hỗn hợp dầu – Khí - 84

4.2.5 Vận chuyển dầu nóng - 85

4.3 Các giải pháp được sử dụng khi gặp sự cố - 86

4.3.1 Đảm bảo lưu lượng khi bơm chuyển - 86

4.3.2 Những xung động gây ra khi bơm chuyển - 87

Kết luận và kiến nghị - 91

Tài liệu tham khảo - 93

Bảng 1.2 Đặc điểm khối lượng riêng dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 7

Bảng 1.3 Độ nhớt của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 9

Bảng 1.4 Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon - 13

Bảng 1.5 Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu – nước - 19

Bảng 1.6 Kết quả ảnh hưởng của mức độ ngậm nước và khí đến tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ - 20

Bảng 1.7 Một số chỉ tiêu trung bình cở bản của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 27

Bảng 1.8 Các thông số đặc trưng dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ - 28

Bảng 1.10 Một số hóa phẩm giảm điểm đông đặc của dầu thô ở các nhiệt độ khác nhau - 31

Bảng 3.1 Kết quả hạ nhiệt đông đặc dầu ở 500C khi xử lý nhiệt và phụ gia - 62

Bảng 3.2 Kết quả hạ nhiệt đông đặc dầu ở 800C khi xử lý nhiệt và phụ gia - 63

Bảng 3.3 Xử lý dầu với phụ gia riêng lẻ - 64

Bảng 3.4 Xử lý dầu với hỗn hợp các hóa phẩm - 64

Bảng 3.5 Kết quả xử lý dầu với hàm lượng hóa phẩm khác nhau - 66

Bảng 3.6 Ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý dầu cùng hóa phẩm đến độ hạ điểm đông của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ - 68

Bảng 3.7 Ảnh hưởng của hóa phẩm hạ điểm đông đối với dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ - 70

Bảng 4.1 Kết quả nghiên cứu cơ chế làm bền vững của ứng suất trượt tĩnh ban đầu ở nhiệt độ 220C - 71

Mở đầu

1 Tính cấp thiết của luận văn

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

Hầu hết dầu thô khai thác ở thềm lục địa Việt Nam nói chung đều chứa một hàm lượng parafin, asphalten và nhựa rất cao và đặc biệt ở mỏ Rồng và Bạch Hổ có

độ nhớt và nhiệt độ đông đặc lớn Vận chuyển dầu nhiều parafin có độ nhớt cao và nhiệt độ đông đặc lớn như vậy đã và đang gây rất nhiều khó khăn, phức tạp Những phức tạp đó bắt nguồn từ tính chất phi Newton của dầu nhiều parafin

Vận chuyển dầu từ mỏ Rồng đến giàn CNTT - 3 (công nghệ trung tâm số-3)

và ngược lại với quãng đường dài hơn 28 km là một công việc hết sức khó khăn trong việc xử lý và vận chuyển nhằm giảm nguy cơ lắng đọng parafin dọc đường

ống Với đường ống được bọc cách nhiệt từ giàn CNTT - 3 đến FSO - 3 (tàu chứa

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

Tuy nhiên bọc cách nhiệt cho toàn bộ hệ thống đường thu gom, vận chuyển trong nội mỏ Bạch Hổ và Rồng do các lý do kinh tế - kỹ thuật nên không được thực hiện Ngay cả việc chôn vùi đường ống dưới đất đá ở đáy biển cũng vậy

Xử lý và vận chuyển dầu nhiều parafin là một lĩnh vực rất rộng, công nghệ ngày càng được hoàn thiện Do đó, đề tài luận văn về “Nghiên cứu nâng cao khả năng vận chuyển dầu nội mỏ Rồng và Bạch Hổ” Xuất phát thực tế rất thực tế rất cần thiết, đòi hỏi cấp bách nên mang tính cấp thiết và thời sự

2.Mục đích của luận văn

Dựa trên những chỉ tiêu cụ thể về thành phần dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ, tìm những biện pháp tối ưu cho việc xử lý phục vụ công tác thu gom vận chuyển dầu tại khu vực nội mỏ

3.Nhiệm vụ của luận văn

- Khảo sát tình hình thu gom, vận chuyển dầu trong nội mỏ Rồng và Bạch

Hổ để xác định các nhân tố gây khó khăn

- Nghiên cứu lý thuyết kết hợp kinh nghiệm thực tế để đề xuất giải pháp nâng cao khả năng thu gom vận chuyển

- Thực hiện một số thí nghiệm để xác định nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ Bạch Hổ và Rồng đồng thời thí nghiệm giải pháp hạ nhiệt độ đông đặc cho dầu bằng hóa phẩm

4.Ý nghĩa khoa học vào thực tiễn

a/ Ý nghĩa khoa học: Kết quả nghiên cứu khoa học của đề tài không những

phục vụ việc nâng cao khả năng thu gom nội mỏ Bạch Hổ và Rồng mà còn là cơ sở

để áp dụng cho các mỏ khác có điều kiện tương đương

b/ Ý nghĩa thực tiễn:

Nâng cao hiệu quả thu gom,vận chuyển dầu trong mỏ là yêu cầu thực

tế rất cấp thiết cho nên đề tài xuất phát từ thực tế sản xuất có ý nghĩa trực tiếp với thực tiễn

5 Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu là thành phần dầu tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng, qui trình công nghệ vận chuyển dầu Phạm vi áp dụng nghiên cứu thuộc mỏ Rồng và Bạch Hổ - Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro

6 Phương pháp nghiên cứu

Thu thập tài liệu về phân tích, đánh giá về thành phần dầu tại Mỏ Rồng và Bạch Hổ, tài liệu thống kê - dự báo thành phần dầu mỏ qua các năm Phân tích các phương pháp và số liệu nghiên cứu cụ thể hiện tại đang áp dụng

Đánh giá tính khả thi và hiệu quả của các phương pháp đang áp dụng đối với việc xử lý và vận chuyển dầu

Phương pháp phân tích, tổng hợp tài liệu: Thu thập các tài liệu liên quan đến thành phần dầu của mỏ mỏ Rồng và Bạch Hổ, sau đó phân tích, xử lý, tổng hợp, đánh giá các chỉ tiêu tương ứng với các phương pháp tại mỏ

Phương pháp chuyên gia: Xin ý kiến góp ý của giáo viên hướng hẫn, các nhà khoa học, các đồng nghiệp về các vấn đề trong nội dung luận văn

7 Cấu trúc luận văn

Luân văn gồm phần mở đầu và 4 chương nội dung là:

Chương 1:Tổng quan về mỏ dầu Bạch Hổ và Rồng

Chương 2: Một số thi nghiệm xác định chỉ tiêu của dầu thô phục vụ nghiên cứu nâng cao khả năng vận chuyển dầu nội mỏ Rồng và Bạch Hổ

Chương 3: Công nghệ thu gom vận chuyển dầu thô nội mỏ Rồng và Bạch Hổ thực

tế hiện nay

Chương 4: Công nghệ nâng cao khả năng vận chuyển dầu thô nội mỏ Rồng và Bạch Hổ

Ngoài ra còn phần kết luận, kiến nghị, danh mục tài liệu tham khảo và danh mục biểu bảng

Hà Nội tháng 04 Năm 2012

CHƯƠNG 1 CÁC TÍNH CHẤT DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG 1.1Vị trí địa lý – kinh tế của mỏ Bạch Hổ và Rồng

Mỏ Rồng nằm ở lô15-2 trên, thềm lục địa phía Nam Việt Nam thuộc bồn trũng cửu long vùng biển Đông Nam Bộ Địa hình đáy biển tương đối bằng phẳng, trầm tích phổ biến là cát có lẫn bùn, một ít đá cuội và vỏ sò mỏ bạch hổ ở lô 9 Mỏ Rồng cách mỏ Bạch Hổ 30 km về hướng Tây Nam và cách cảng Vũng Tàu 120 km Mực nước biển tại khu vực này không sâu trung bình khoảng 40 - 50m Ngoài hai

mỏ này thuộc bể Cửu Long còn phát hiện các mỏ dầu khác như Rạng Đông, Phương

Đông, Ru Bi, Sư Tử Đen,….vv

Mỏ Rồng và Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ 26/06/1986, đây là 2 mỏ được Việt Nam đưa vào khai thác với sản lượng lớn nhất Quá trình khai thác giữa hai mỏ này có sự liên kết với nhau: Dầu khai thác được từ Rồng chuyển đến giàn CNTT-2 ở Bạch Hổ để xử lý, có những giếng khai thác bằng gaslipt ở Rồng lấy khí

từ Bạch Hổ đưa sang Hệ thống đường ống thu gom vận chuyển nội mỏ Bạch Hổ và Rồng thể hiện ở hình 1.1

Hải dương học của khu vực mỏ Bạch Hổ và Rồng mang đặc tính của khu vực biển Đông Nam Bộ Cho nên chế độ thủy triều của khu vực là sự pha trộn giữa chế

độ nhật triều và bán nhật triều, trong đó chế độ nhật triều chiếm ưu thế hơn

Dòng chảy trong khu vực chịu tác động của nhiều yếu tố nhưng dòng chảy chính phần lớn phụ thuộc vào chế độ gió mùa trong khu vực Vào mùa gió đông bắc

từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau dòng chảy chính theo hướng Nam đến Tây Nam Tốc độ dòng chảy khoảng 0,75 – 1,75 m/s Vào mùa gió Tây Nam (từ tháng 5 đến tháng 9), dòng chảy chính có chiều ngược lại theo hướng Bắc đến Đông Bắc, tốc độ dòng chảy khoảng 1 - 1,5 m/s.Nhiệt độ nước biển ở Bạch Hổ và Rồng nói chung là 25-260C

Tiềm năng thương mại và trữ lượng

Sản lượng khai thác dầu hiện nay ở mỏ Rồng và Bạch Hổ trung bình đạt 108

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

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

là 30 ngàn thùng/ ngày đêm

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

1.2.1 thành phần hoá học

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

cacbon như sau:

Từ C1 đến C5 ở dạng khí

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

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

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

Từ C17 đến C71 là những parafin rắn có độ cứng khá cao ở nhiệt độ thường và nhiệt độ nóng chảy cao

Trong dầu thô ở đây có một số thành phần rể đông đặc gây khó khăn trong vận chuyển là:

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

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

độ thấp C15,C16 ( xem bảng 1.1)

Bảng 1.1 Một số hydrocacbon hiện diện trong chất lắng đọng

Số carbon Điểm nóng chảy

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

trong dầu thô nhưng là những thành phần rất quan trọng quyết định tính chất của dầu Dầu thô chứa nhiều nhựa và asphalten thường có độ nhớt cao và tuy dầu có điểm đông đặc không cao nhưng những chất lắng đọng lại bám dính, rất khó xử lý Theo Zhang Fusheng ở điều kiện bình thường, hàm lượng nhựa và asphalten càng

cao thì tỷ trọng và độ nhớt của dầu càng cao

1.2.2 Tính chất vật lý

a/ Khối lượng riêng (khối lượng thể tích)

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

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

Khi thay đổi T/P ( nhiệt độ/áp suất) thì lưu chất sẽ thay đổi, đối với chất lỏng (P) áp suất ít ảnh hưởng

Trong phòng thí nghiệm xác định 0 theo công thức:

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

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

Khối lượng riêng của dầu thô phụ thuộc vào nhiệt độ và có thể xác định theo công thức D.I Mendeleev: 20 ( 1  )(t 20 )

,1.(

638,2

, 1 (

97 , 1

) 20 (

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

ở 20 o C (kg/m 3 )

Mioxen dưới

Tầng móng

Dầu nhẹ Dầu trung bình Dầu nặng Dầu nhẹ

O  (1.3)

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

W : Khối lượng riêng của nước (kg/m3)

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

5 , 131 5

, 14160

nhớt của dầu càng nhiều càng tốt

Dầu nhẹ

Dầu trung bình

Dầu nặng

5,5 10 -6 6,9 10 -6

6,2 – 7 10 -6

12 10 -6

4,2 10 -6 2,6 – 3 10 -6

2 0 0

20833

20.658,020

2 0 3

2 0 0

20 833

10

20 456 , 0 20

Tỷ số khí dầu là tỷ số giữa lượng khí tách ra, trên mặt đất so với lượng dầu thô

còn lại trong bể chứa

Ký hiệu: RS

Đơn vị: m3/m3 hay SCF/STB

Dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ: Rs = 30 m3 /1m3

e/ Hệ số giản nở nhiệt đẳng áp của dầu thô

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

P  

 (tài liêu tham khảo số 1) (1.10)

với Pch : Thông số Parachor

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

 g : Khối lượng riêng của khí (kg/m3

)

M : Khối lượng phân tử của (kg/kmol)

g/ Nhiệt dung riêng

Nhiệt dung riêng của dầu thô là lượng nhiệt cần thiết để nung nóng 1 kg dầu







 (1.11)

với t: Nhiệt độ của dầu thô (oC)

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

P

P P

t

.1

39,35,1677.51,31

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

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

CPa = 2720 (J /kgoC)

Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng, ta có:

C = (1 – W) CP + W.CW (1.13) với w : Hàm lượng nước (%)

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

Cw = 4200 (J /kgoC)

h/ Độ dẫn nhiệt

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

mà không có sự dịch chuyển của các phân tử

10 47 0 1 6 156

Pa Pa

0 0

0

.

2

2

2

(1.15) với  pa: độ dẫn nhiệt của parafin (W/m oC)

 pa= 2,5 (W/m oC)

Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên độ dẫn nhiệt của dầu thô, ta có:

   1  W  P  W w (1.16) với w : Độ dẫn nhiệt của nước (W/m oC)

w = 0,62 (W/m oC)

k/ Nhiệt độ đông đặc

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ mà tại đó dầu thô bắt đầu xuất hiện

sự kết tinh parafin và dầu thô trở nên đặc Dưới nhiệt độ này dầu thô mất tính linh động và khả năng chảy

Bảng 1.4 Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ cũng giống như dầu mỏ khác, phụ thuộc vào thành phần các hydrocacbon, các chất keo nhựa, hàm lượng parafin Ngoài ra tỉ lệ giữa parafin và asphalten sẽ quyết định đến nhiệt độ đông đặc của dầu Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon no tăng theo số nguyên

tử cacbon, số nguyên tử cacbon càng lớn thì nhiệt độ kết tinh càng cao và ngược lại

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

mỏ Bạch Hổ

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

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

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

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

Số nguyên tử

cacbon

Nhiệt độ kết tinh( o C)

Số nguyên tử cacbon

Nhiệt độ kết tinh ( o C)

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

 Chất lỏng Newton

 Chất lỏng phi Newton

1.2.3.1 Dạng chất lỏng Newton của dầu thô:

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

luật Newton

dy

dv S

F   0 . (1.17)

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

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

dy

dv S

F

.



   (1.18)

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

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

Đối với chất lỏng Newton, quan hệ giữa  và

dy

dv

là tuyến tính, là một đường thẳng qua gốc toạ độ với hệ số góc là độ nhớt của chất lỏng:

Dạng chất lỏng phi Newton là 1 lưu chất khi chuyển động không tuân theo định

luật Newton, được chia làm 3 loại:

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

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

 Chất lỏng Bingham (dẻo quánh)

Chất lỏng này có tính chất như vật rắn đàn hồi, chỉ khi có tốc độ lớn mới có tính chất của chất lỏng Đó là các huyền phù mà giữa các hạt có sức hút lẫn nhau, khởi đầu rất nhớt, sau đó mới chảy tốt như chất dẻo nhớt đàn hồi

khi  ≤  O : Chất lỏng không chảy

khi  >  O : Xuất hiện chảy nhớt

Phương trình lưu biến :

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

được để gây ra sự trượt giữa hai lớp lân cận, khởi sự quá trình phá huỷ cấu trúc trong dầu tạo ra dòng chảy  O phát sinh do quá trình tái tạo cấu trúc dầu ở trạng thái tĩnh có nhiệt độ thấp nên nó là hàm

số của thời gian tĩnh ( thời gian ngừng vận hành) Thời gian càng dài thì cấu trúc càng bền và  O càng tăng, kéo theo sự tăng của ứng suất trượt  và do đó nó làm tăng áp suất khởi động đường ống

 d : Độ nhớt dẻo

Ví dụ : bùn , sơn dầu, kem đánh răng, …

 Chất lỏng giả dẻo

Là chất lỏng gần như dẻo, không có ứng suất trượt giới hạn, khác với chất lỏng Bingham là nó bắt đầu chảy khi giá trị của  còn rất nhỏ

Hình 1.1 Đồ thị của một số chất lỏng

Sự phụ thuộc của ứng suất trượt  vào vận tốc là đường cong đi qua gốc tọa

độ và được biểu diễn bằng phương trình có dạng hàm số mũ:

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

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

n : Đặc trưng cho mức độ sai lệch với chất lỏng Newton, n cũng là hằng

số đối với mỗi chất lỏng và gần như không đổi trong một khoảng thay đổi vận tốc trượt khá lớn

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

 Chất lỏng Dilatan

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

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

Phương trình đặc trưng cho chất lỏng Dilatan :



O



(1) : Chất lỏng Newton (2) : Chất lỏng Bingham

(3) : Chất lỏng giả dẻo

(4) : Chất lỏng Dilatan

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

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

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

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

Ví dụ: Sữa chua là loại chất lỏng này

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

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

Ví dụ: Lòng trắng trứng

c/ Chất lỏng dẻo - đàn hồi

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

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

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

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

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

  f  S , T , P , D , t 

Trong đó

 S: Thông số biểu diễn tính chất tự nhiên của lưu chất, nó ảnh hưởng đến độ

nhớt của chất lỏng

 T: Thông số biễu diễn nhiệt độ của chất lỏng, độ nhớt thay đổi nhanh theo nhiệt

độ Ví dụ độ nhớt của một vài loại dầu giảm 10% khi nhiệt độ tăng lên 1oC

 P: Thông số áp suất, nó không biểu hiện độ nhạy cảm như các thông số trên

Tuy nhiên thực nghiệm cho thấy sự tăng áp suất có khuynh hướng làm tăng độ nhớt của chất lỏng

 D: Thông số tốc độ trượt của lưu chất, tác nhân này ảnh hưởng rất nhiều đến độ

nhớt của chất lỏng Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm độ nhớt của chất lỏng

 t: Thông số thời gian, nó ảnh hưởng đến độ nhớt một vài chất thuộc vào dạng

chất lỏng có đặc tính lưu biến phụ thuộc thời gian

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

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

Sự xuất hiện nước trong dầu mỏ rồng làm cho tính chất lưu biến của dầu xấu

đi đáng kể Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu - nước bắt đầu tăng một cách đáng kể

Bảng 1.5 và hình 1.1 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 đường ống càng khó khăn hơn

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

nhớt và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu - nước giảm đột ngột, chứng tỏ nhũ tương nghịch “nước trong dầu” đã chuyển sang nhũ tương thuận “dầu trong nước” Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưu biến của dầu tầng móng cho phép điều chỉnh hợp lý quá trình vận chuyển dầu bằng

đường ống

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

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

Ảnh hưởng của độ bão hoà khí và nước đến các đặc tính lưu biến của dầu

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

Tuy nhiên các thông số lưu biến của mẫu nhũ tương dầu - nước có thể được xác định trên máy đo độ nhớt RV-20 của hãng HAAKE dùng hệ đo cao áp D100/300

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

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

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

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

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

Nhiệt độ đo

O C

44,7 m 3 (khí) /T (dầu) 65,5

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

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

tử cacbon Ban đầu các parafin kết tinh thành các tinh thể đơn sau đó tích tụ thành dạng hạt

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

đặc, giảm độ nhớt, làm biến dạng tinh thể parafin rất tốt Do đó việc sử dụng phụ gia xử lý dầu trước khi bơm chuyển được áp dụng hầu như cho toàn bộ dầu nhiều parafin Việc sử dụng phụ gia hợp lý sẽ làm tăng tính lưu biến của dầu thô, làm tăng hiệu quả vận chuyển dầu thô và phòng chống được lắng đọng parafin đã được áp dụng ở Rồng và Bạch Hổ

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

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

Từ kết quả nghiên cứu thực nghiệm chỉ ra rằng tính chất lưu biến của dầu thô

mỏ Rồng ở nhiệt độ thấp hơn 40oC tương ứng với cơ chế chuyển từ pha phân tán tự

do về pha phân tán liên kết Khi đó làm tăng đáng kể độ nhớt dẻo, ứng suất trượt tĩnh và ứng suất trượt động Hiện tượng đó dẫn đến những trở ngại đáng kể trong việc vận chuyển dầu thô trong các đường ống dẫn công nghiệp nằm ở đáy biển không được bọc các lớp cách nhiệt

1.2.3 Nghiên cứu hiện tượng lắng đọng parafin

Lắng đọng parafin trên thành ống là hiện tượng phổ biến khi vận chuyển dầu thô mỏ rồng bằng đường ống không cách nhiệt và nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ kết tinh parafin Nó phụ thuộc vào thành phần hoá học của dầu, mức độ tổn thất nhiệt

và chế độ khai thác, vận chuyển Kết quả phân tích thành phần chất lắng đọng cho thấy đây là hỗn hợp gồm các parafin nặng, asphalten, tạp chất cơ học Trong đó asphalten và parafin chiếm một tỷ lệ lớn

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

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

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

bị nguội (yếu tố nhiệt độ)

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

 Độ nhớt của dầu (yếu tố độ nhớt)

Ngoài ra do trạng thái bên trong của thành ống có độ nhám lớn, không nhẵn bóng làm tăng hệ số ma sát dẫn đến mất năng lượng dọc đường, kéo theo tổn hao áp suất bơm chuyển tăng Khi áp suất giảm nhanh và giảm đến một giá trị nào đó thì khí bắt đầu tách ra khỏi hỗn hợp Khi đó trạng thái của hệ mất cân bằng về nhiệt động học làm cho các tinh thể parafin có điều kiện hình thành

Bên cạnh đó, nhiệt độ kết tinh của từng loại parafin của mỗi loại dầu khác nhau, ở mỗi mỏ khác nhau, có nhiệt độ kết tinh khác nhau Nhiệt độ kết tinh của parafin là nhiệt độ mà tại đó các phân tử parafin bắt đầu hình thành tinh thể Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng Newton, còn ở nhiệt

độ thấp hơn nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng phi Newton

b/ Cơ chế kết tinh parafin

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

Vận chuyển dầu thô trong điều kiện nhiệt độ môi trường thấp, đường ống không được bọc cách nhiệt, trên thành đường ống luôn lạnh hơn phía bên trong và hiện tượng kết tinh, lắng đọng parafin liên tục xảy ra, nếu nhiệt độ thành ống tiếp tục nhỏ hơn nhiệt độ dầu trong đường ống Như vậy, giảm nhiệt độ của dầu và chênh lệch nhiệt độ giữa thành ống và dầu là hai yếu tố quan trọng nhất quyết định đến khả năng kết tinh và lắng đọng parafin Ngoài ra một số yếu tố khác cũng ảnh hưởng đến quá trình này là độ nhám bề mặt thành ống, kích thước và hàm lượng parafin tạo thành, chế độ dòng chảy

Khi nghiên cứu dòng chảy của dầu thô trong đường ống một cách chi tiết, người ta đã đưa ra hai cơ chế quan trọng của sự hình thành lớp lắng đọng trên bề

mặt thành ống Đó là cơ chế “khuếch tán phân tử” và cơ chế “khuyếch tán tinh thể

và trượt phân tử”

 Cơ chế “khuếch tán phân tử”

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

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

Tốc độ khuếch tán của parafin hoà tan ra thành ống được xác định theo khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống tính bằng định luật Fick như sau:

dC D dr

dC D

m   (1.23)

Trong đó:

m: Khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống trên một

đơn vị diện tích trong thời gian 1 giây (kg/m2.s) : Khối lượng riêng của parafin rắn (kg/m3)

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

dC/dT: Gradien nồng độ ( mật độ) parafin hoà tan theo nhiệt độ (1/oC)

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

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

D = B/

Trong đó:

B: Hằng số tỷ lệ ứng với từng loại dầu

: Độ nhớt động lực của dầu

Trên nhiệt độ bão hoà parafin, dầu chưa bão hoà parafin và gradien nồng độ parafin bằng 0 Hệ số khuyếch tán và gradien nồng độ parafin tăng ngay khi nhiệt

độ thành ống giảm tới nhiệt độ kết tinh parafin (đường ống mất nhiệt ra môi trường bên ngoài) Tốc độ khuyếch tán tăng tới giá trị lớn nhất khi những tinh thể parafin đầu tiên xuất hiện trên thành ống, sau đó giảm dần khi nhiệt độ giảm đến gần nhiệt

độ môi trường xung quanh Phương trình Fick cũng chỉ ra rằng: Nếu nhiệt độ thành ống cao hơn nhiệt độ dầu thì các chất lắng đọng tan trở lại vào trong dầu

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

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

Tại thành ống các tinh thể này kết tinh với parafin đã kết tinh và lắng đọng trước đó hoặc nó bị trượt trên thành ống do tác dụng vận tốc của dòng chảy Hiện tượng này được coi như là mô hình của cơ chế “khuyếch tán tinh thể và trượt phân tán” Từ khi xuất hiện hiện tượng kết tinh parafin trong lõi dầu, các trung tâm kết tinh phân bố đồng đều hơn và do đó chất lắng đọng không chắc bằng trước đó khi mới chỉ có hiện tượng khuyếch tán phân tử

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

 Vận tốc dòng chảy

 Mức độ tổn hao nhiệt

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

Cơ chế “khuyếch tán tinh thể và trượt phân (tử) sẽ chiếm ưu thế nếu như hàm lượng parafin trong lõi dầu cao, đó là khi nhiệt độ của phần lớn dầu đã giảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh parafin

Ở trạng thái bão hoà khí trong điều kiện vỉa, các dạng parafin khó nóng chảy nằm trong trạng thái cân bằng hoà tan, khi thay đổi điều kiện cân bằng nhiệt động

và có sự tách khí từ dầu, các dạng parafin khó nóng chảy hơn ban đầu bắt đầu hình thành các tinh thể

Ở thời kỳ đầu của quá trình nêu trên, thực tế chưa ảnh hưởng đến khả năng nâng chuyển chất lỏng trong cần ống khai thác hoặc ống dẫn Tuy nhiên, tuỳ theo sự giảm nhiệt độ, quá trình đó có ảnh hưởng rõ rệt đến tính chất lưu biến của dầu khai thác và vận chuyển

Quá trình lắng đọng parafin cao phân tử trên thành ống làm thu hẹp dần tiết diện ướt của dòng chảy và có ảnh hưởng xấu đến khả năng nâng chuyển chất lỏng Quá trình lắng đọng parafin trong cần ống khai thác, trong đường ống dẫn và trong các bình chứa là các hiện tượng khá phức tạp phụ thuộc vào thành phần các chất nhựa, asphalten có trong dầu thô

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

1.2.5.1 Khái quát về dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ

Dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ là loại dầu ngọt, nhiều parafin, tỷ trọng vào khoảng 38.6oAPI.( nhẹ > 4,7, nặng < 30 )

Dầu thô khai thác ở mỏ Rồng chủ yếu nằm trong tầng móng granit nứt nẻ như

ở mỏ Bạch hổ cho nên dầu có hàm lượng parafin cao chiếm 10 - 25%, tỉ lệ lưu huỳnh thấp (nhưng lớn gấp 2 lần so với dầu mỏ Bạch Hổ) Nhiệt độ đông đặc cao vì thế vấn đề thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm khai thác theo đường ống từ các giàn vệ tinh về giàn cố định và đến kho nổi chứa xuất dầu (FSO - 3) bằng hệ thống đường ống ngầm dưới đáy biển gặp rất nhiều khó khăn, do dầu đông đặc và mất tính linh động ở nhiệt độ tương đối cao cho nên vận chuyển các loại dầu này bằng đường ống thường kèm theo tổn thất thuỷ lực lớn

Đồng thời với sự xuất hiện các lớp lắng đọng làm giảm thiết diện ống, kết quả là làm gia tăng tổn thất thuỷ lực khi bơm dầu, áp suất khởi động tăng và nguy

cơ tắc đường ống khi dừng bơm là rất cao

1.2.5.2 Chỉ tiêu lý hoá dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ

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

 Khối lượng riêng trung bình 0.92g/cm3

 Độ nhớt cao 24.6 - 64.2 cSt

 Ít lưu huỳnh 0.105 - 0.176%

 Giàu parafin 12 - 20%

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

 Khối lượng riêng trung bình 0.832 g/cm3

 Độ nhớt thấp 5 - 6 cSt

 Ít lưu huỳnh, ít parafin và nhựa

Trong trầm tích Oligocence trên, dầu được tìm thấy ở các giếng khoan (GK

2, 3, 6, 7) nói chung dầu thuộc loại nặng và tương đối nặng có:

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

 Độ nhớt cao 11.02 - 63.90 cSt

 Hàm lượng lưu huỳnh cao

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

 Khối lượng riêng 0.862 - 0.876 g/cm3

 Độ nhớt tương đối thấp 10.65 - 21.16 cSt

 Hàm lượng lưu huỳnh thấp

 Hàm lượng parafin cao, trung bình 20%

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

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

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

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

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

Nhiệt độ đông đặc của dầu biến đổi trong khoảng 23 - 33.6oC Nhiệt độ thấp nhất của nước biển xung quanh đường ống có khi xuống tới 21.6oC Trong điều kiện như vậy phần lớn

dầu khai thác được xếp vào loại dầu có nhiệt độ đông đặc cao Ảnh

hưởng tới nhiệt độ đông đặc của dầu ngoài parafin còn có các thành phần nhựa và asphalten Hàm lượng của các chất đó trong dầu khai thác tại các mỏ Rồng và Bạch Hổ

dao động trong khoảng 2,6 – 19,7%

Trong thực tế khai thác dầu ở mỏ Rồng, dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông đặc cao đã làm phức tạp đáng kể cho quá trình khai thác, nghiên cứu, sửa chữa giếng và đặc biệt trong thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm dầu bằng đường ống

Song còn tùy theo các đối tượng khác nhau lai có những đặc trưng khác nhau, như

ở bảng 1.8 sau đây

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

Các thông số của dầu thô

Dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ Mioxen

hạ vòm bắc

Mioxen

hạ vòm nam

Oligoxen

Nhiệt độ bão hoà dầu vỉa, o C 56,0 55,0 56,0 Nhiệt độ bão hoà dầu tách khí o C 59,0 57,5 58,0

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

có trong dầu thô ở những đối tượng khai thác khác nhau của mỏ Rồng và Bạch Hổ

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

1.2.6.1 Tính lưu biến dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ

Dầu thô mỏ Rồng & Bạch Hổ là loại dầu parafin có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao Ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ kết tinh parafin, dầu thô nói chung được xem như là một hệ keo có tính chất lưu biến của chất lỏng Newton Khi nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ bão hoà parafin của dầu, quá trình kết tinh parafin và hình thành cấu trúc mạng không gian sẽ bắt đầu xảy ra Lúc này một hệ thống phân tán liên kết được gọi là “gel” sẽ thay thế pha lỏng trong dầu Nồng độ pha phân tán tiếp tục

tăng, mạng tinh thể tiếp tục được tạo thành và trở nên bền vững hơn và chúng thể hiện tính phi Newton

Từ lúc xuất hiện tinh thể parafin đầu tiên đến khi mạng tinh thể parafin bắt đầu hình thành dầu thô có tính chất của chất lỏng giả dẻo, pha phân tán rắn là các tinh thể, các hạt parafin ở huyền phù tự do Sau khi mạng tinh thể đã hình thành, dầu thô có tính chất của chất lỏng nhớt dẻo, đường cong chảy có dạng như mô hình Bingham

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

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

trong bảng 1.8

Trong trường hợp dừng bơm, độ bền cấu trúc dầu thô tăng theo thời gian, ứng suất trượt tĩnh sau một thời gian dừng bơm tăng tỉ lệ với thời gian dầu ở trạng thái tĩnh Sau khi tiến hành thí nghiệm với nhiều mẫu dầu có tỉ lệ giữa hợp chất keo nhựa và parafin khác nhau người ta rút ra được nhận xét “dầu thô có tỉ lệ giữa keo - nhựa và parafin lớn thì dầu có nhiệt độ đông đặc giảm và ngược lại”

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

Như vậy các chất keo nhựa có tác dụng làm giảm điểm đông, cản trở quá trình hình thành mạng cấu trúc nhưng lại làm tăng độ nhớt của dầu Đây là đặc điểm rất quan

trong giúp cho việc xử lý dầu mỏ Rồng & Bạch Hổ trước khi vận chuyển từ CNTT- 2 sang tàu FSO - 3 và ngược lại

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

Hiện nay tồn tại rất nhiều phương pháp cải thiện tính lưu biến của dầu để vận chuyển, đảm bảo an toàn cho quá trình bơm dầu có hàm lượng parafin và nhiệt độ đông

đặc cao bằng đường ống Việc sử dụng dung môi hoặc pha dầu có hàm lượng parafin

và nhiệt độ đông đặc cao với dầu có độ nhớt thấp không thể thực hiện được vì không

có nguồn cung cấp dầu có độ nhớt thấp ở gần hoặc trong khu vực khai thác

Sử dụng phương pháp bơm dầu nóng qua đường ống không được bọc cách nhiệt

là giải pháp không tối ưu Hiện nay phương pháp này chỉ áp dụng ở tuyến ống từ

CNTT - 2 đến tàu FSO - 3 vì tuyến ống này đã được bọc cách nhiệt

Một trong những phương pháp cải thiện tính lưu biến dầu có hiệu quả ở điều kiện XNLD Vietsovpetro cụ thể giàn nhẹ BK- 8 và giàn lớn RP-1 với các giếng thực tế vào thực hiện là xử lý nhiệt – hóa phẩm Thực hiện cho đề tài khoa học của mình áp dụng tiến bộ khoa học vào thực hiện rộng rải cho ngành khai thác dầu khí hiên nay (Tôi vận dụng những giếng dầu sẳn có trên giàn đang khai thác, đỡ tốn kém, giảm vật

tư thiết bị nung nóng, gia nhiệt như trước đây Cụ thể là đưa giếng dầu có nhiệt độ cao hòa trộn với giếng có nhiệt độ thấp vào trộn lẫn trong bình tách hoặc bình đo, đạt được nhiệt độ 65-700C thì hóa phẩm tác dụng tốt nhất lúc này mới bơm định lượng hoá phẩm vào)

Những nghiên cứu cải thiện tính lưu biến của dầu bằng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đã được tiến hành ở XNLD Vietsovpetro từ năm 1989 cho đến nay đã khẳng định rằng, sự giảm nhiệt độ đông đặc của dầu sau quá trình xử lý chỉ xảy ra khi dầu được gia nhiệt tới một nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin(tham khảo tài liệu số 3) Đối với dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ kết quả tốt nhất thu nhận được là khi dầu được gia nhiệt tới 65-70oC Nhưng hiệu ứng của quá trình xử lý nhiệt không ổn định và hiệu quả không cao

Để tăng cường và ổn định tính lưu biến của dầu sau khi xử lý nhiệt cần phải cải thiện nó bằng cách sử dụng thêm hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Hiệu ứng của quá trình xử lý bằng hoá phẩm phụ thuộc vào bản chất hoá học của hoá phẩm và của bản thân dầu thô Điều đó được giải thích bằng tính chọn lọc của dầu và hoá phẩm Quá trình định lượng hoá phẩm vào dầu khai thác tại các mỏ của XNLD Vietsovpetro được thực hiện ở nhiệt độ 70 - 80oC

Sử dụng hoá phẩm một cách hợp lý có thể làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu xuống 20oC - 220C

Bảng 1.10 Một số HP giảm điểm đông đặc của dầu thô ở các nhiệt độ khác nhau

Trong bảng 1.10 trình bày kết quả thí nghiệm xác định nhiệt độ đông đặc của dầu

sau khi xử lý bằng hoá phẩm của các hãng khác nhau với định lượng 1000g/ T dầu

Tính lưu biến của dầu được nghiên cứu trên thiết bị Rotovisco RV-20 Quá trình hoạt động của thiết bị được điều khiển bằng máy vi tính với phần mềm Software Rotation Version 3.0, trong khoảng nhiệt độ và vận tốc dịch chuyển phù hợp với điều kiện bơm thực tế

Kết quả thu được chỉ ra rằng, sử dụng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc có thể làm tăng tính chất lưu biến của dầu lên nhiều lần, nó đặc biệt có hiệu quả đối với

ứng suất trượt động Việc sử dụng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để xử lý

dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ sẽ làm giảm áp suất bơm dầu về giàn CNTT - 2 và

ngược lại qua đường ống

tỷ trọng Các phương pháp phân tích nhanh dầu mỏ đem lại những thông số cần thiết đầu tiên để điều chỉnh chế độ khai thác ngay tại hiện trường Những phân tích tiếp theo tại cơ sở thí nghiệm trên bờ thường là phân tích toàn diện dầu mỏ

Công tác phân tích toàn diện nhằm thu thập những chỉ tiêu của dầu mỏ làm tài liệu

cơ sở phục vụ cho tính toán trữ lượng vỉa, mỏ tầng… cũng như tính toán hệ số thu hồi và cấu tạo vùng chứa dầu (vỉa, tầng, mỏ) Sau đây là các phương pháp thí nghiệm phân tích dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ được thực hiện áp dụng cho đề tài tại Phòng thí nghiệm phân tích dầu của Viện Nghiên cứu và thiết kế thuộc XNLD Vietsopetro

2.1 – PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH HÀM LƯỢNG NƯỚC

Như đã phân tích ở chương 1 cho thấy hàm lượng nước ảnh hưởng lớn đến tính lưu biến của dầu Do vậy việc xác định hàm lượng nước rất cần thiết, để phục

vu việc xử lý trong vận chuyển dầu

đề ra phương án bơm hóa phẩm tách nước ngay trên giàn kịp thời

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