Giải pháp nâng cao hiệu quả xử lý dầu nhiều Paraffin trên giàn MSP-6 Mỏ Bạch Hổ
26
Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ 1 (2019) 26 - 34
Giải pháp nâng cao hiệu quả xử lý dầu nhiều Paraffin trên giàn
MSP-6 Mỏ Bạch Hổ
Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Phạm Đức Thắng 2, Hoàng Linh Lan 3
1 Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam
2 Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Việt Nam
3 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam
THÔNG TIN BÀI BÁO
TÓM TẮT
Quá trình:
Dầu thô khai thác tại mỏ Bạch Hổ có đặc thù là dầu nhiều paraffin, độ nhớt
và nhiệt độ đông đặc cao. Điều này đã gây ra những khó khăn không nhỏ
cho việc đảm bảo dòng chảy trong quá trình khai thác, thu gom vận chuyển
và cất chứa sản phẩm. Vì vậy, việc xử lý paraffin phải được tiến hành trong
tất cả các hoạt động liên quan đến quá trình khai thác dầu. Hiện tại, khai
thác dầu ở mỏ Bạch Hổ được thực hiện chủ yếu bằng phương pháp gaslift.
Thực tế cho thấy, lắng đọng paraffin xảy ra ở các giếng gaslift nhiều hơn
so với các phương pháp khai thác khác do cơ chế khai thác cũng như cấu
trúc các thiết bị khai thác gây nên. Do đó, nghiên cứu để tìm ra giải pháp
xử lý lắng đọng paraffin đối với các giếng khai thác bằng phương pháp
gaslift là cần thiết. Bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu về xử lý
paraffin cho giếng khai thác gaslift và hệ thống thu gom, xử lꢀ dầu khꢁ trên
giàn MSP-6 mỏ Bạch Hổ thông qua việc phân tꢁch đánh giá quy trꢂnh, thực
tế vận hành tại đây. Trên cơ sở đó, bài báo đưa ra giải pháp kꢃ thuật để
nâng cao hiệu quả xử lý paraffin bằng việc sử dụng hỗn hợp dầu nóng nhiệt
độ cao của Giếng N0 101 cho giếng khai thác gaslift N0 90 trên giàn MSP-6.
Kết quả nghiên cứu có thể được áp dụng cho các giếng khai thác có điều
kiện tương tự, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác dầu bằng phương
pháp gaslift trên phạm vi toàn mỏ Bạch Hổ.
Nhận bài 02/12/2018
Chấp nhận 15/01/2019
Đăng online 28/02/2019
Từ khóa:
Đảm bảo dòng chảy
Đường ống vận chuyển
dầu
Xử lý paraffin
Mỏ Bạch Hổ
© 2019 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm.
dầu khí tại các đối tượng chính là Mioxen dưới,
Oligoxen trên, Oligoxen dưới và đá Móng nứt nẻ,
1. Mở đầu
Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất ở thềm lục địa
Nam Việt Nam, trong lô 09-1 thuộc bồn trũng Cửu
Long, cách TP. Vũng Tàu khoảng 120 km về phía
Đông Nam (Hình 1). Hiện nay mỏ đang khai thác
trong đó sản lượng khai thác được tập trung nhiều
ở tầng đá Móng với khoảng 86% sản lượng khai
thác của toàn mỏ. Tính đến 31/12/2017, mỏ Bạch
Hổđã khai thác được khoảng208 triệutấndầuthô
sau 31 năm đi vào khai thác. Các giếng khai thác
nằm trên các giàn cố định (MSP) và các giàn nhẹ
(BK, RC). Dầu khí khai thác lên được xử lý sơ bộ
sản phẩm trước khi vận chuyển về giàn Công nghệ
_____________________
*Tác giả liên hệ
E - mail: [email protected].vn
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
27
Hꢂnh 1. Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ (Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2013).
trung tâm số 2 (CNTT-2) và số 3 (CNTT-3) xử lý
sau đó bơm qua tàu chứa dầu để xử lý thành dầu
thương phẩm trước khi xuất bán.
Số lượng các giếng khai thác chuyển qua chế
độ khai thác cơ học chiếm tỷ trọng lớn, và các
giếng nàycũng cung cấp sản lượng khai thác chính
của mỏ. Do đó, việc tìm ra phương pháp khai thác
tối ưu, phù hợp với điều kiện mỏ cũng như từng
khu vực có ý nghĩa rất quan trọng, quyết định đến
sản lượng khai thác dầu khí hàng năm. Dựa vào
các tính chất, đặc điểm của giếng khai thác tại mỏ
Bạch Hổ, Liên doanh Việt Nga (VSP) đã áp dụng
những phương pháp khai thác cơ học như: bơm ly
tâm điện chìm, gaslift. Theo số liệu về tình trạng
quỹ giếng hiện nay của VSP đến tháng 7/2017, số
lượng giếng khai thác dầu là 385 giếng trong đó
chỉ có 16 giếng là khai thác tự phun, còn lại là 369
giếng khai thác bằng phương pháp gaslift.
Phương pháp khai thác dầu khí cơ học bằng
gaslift nhằm tăng cường khả năng thu hồi dầu ở
28
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
giai đoạn suy giảm năng lượng vỉa tự nhiên đã
được áp dụng thành công cho nhiều mỏ dầu khí
nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng. Phương pháp
này đã được áp dụng tại mỏ trên 17 năm với tổng
sản lượng khai thác đã góp phần không nhỏ vào
việc duy trì sản lượng khai thác hằng năm của mỏ
Bạch Hổ. Tuy nhiên trong quá trình khai thác đã
xuất hiện sự suy giảm sản lượng trong các giếng
bằng phương pháp gaslift do nhiều nguyên nhân
khác nhau.
Các số liệu thống kê thực tế vận hành và khai
thác mỏ Bạch Hổ cho thấy một trong những
nguyên nhân chính dẫn tới làm suy giảm sản
lượng khai thác là do dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ
có hàm lượng paraffin cao (17-27%); nhiệt độ dầu
tại các miệng giếng các giếng khai thác gaslift chỉ
khoảng 25-500C trong khi đó nhiệt độ kết tinh
paraffin trong dầu giao động khoảng 58-610C và
nhiệt độ đông đặc của dầu cao là 32-360C. Trong
quá trình khai thác thành ống khai thác xuất hiện
lớp lắng đọng paraffin và chiều dày của lớp lắng
đọng này sẽ tăng dần lên theo thời gian làm giảm
tiếtdiện ống khai thác dẫn đến giảm khả năng khai
thác dầu. Do đó, việc nghiên cứu để tìm ra giải
pháp xử lý lắng đọng paraffin đối với các giếng
khai thác bằng phương pháp gaslift là cần thiết và
cấp bách cho giai đoạn hiện nay tại mỏ Bạch Hổ
(Nguyễn Thị Thu Hà và nnk., 2013, 2014).
asphanten bằng dung môi ete dầu mỏ và silicagen
(Phan Tử Bằng, 1999).
Dầu mỏ Bạch Hổ có hàm lượng paraffin cao
nhất (trung bình 26% khối lượng) tiếp đến là dầu
các mỏ Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi và Gấu Trắng.
Dầu tại các mỏ này đều thuộc loại dầu nặng (tỉ
trọng>0,86 g/cm3) với hàm lượng paraffin chênh
lệch nhau không nhiều, dao động trong khoảng từ
23-24% khối lượng.
2.2. Nhiệt độ đông đặc của dầu thô
Nhiệt độ đông đặc là nhiệt độ mà ở đó các
phân đoạn dầu mỏ trong điều kiện thử nghiệm qui
định mất hẳn tính linh động (Phan Tử Bằng,
1999). Như vậy nhiệt độ đông đặc là đại lượng
dùng để đặc trưng cho tính linh động của các phân
đoạn dầu mỏ ở nhiệt độ thấp. Sự mất tính linh
động này có thể vì hạ nhiệt độ thấp, độ nhớt của
phân đoạn dầu mỏ giảm theo và đặc lại dưới dạng
các chất thù hình, đồng thời còn có thể do tạo ra
nhiều tinh thể paraffin rắn, các tinh thể này hình
thành dưới dạng lưới (khung tinh thể) và những
phần còn lại không kết tinh bị chứa trong các
khung tinh thể đó, nên làm cảhệ thống bị đông đặc
lại. Hình dạng các tinh thể tách ra phụ thuộc vào
thành phần hóa học của hydrocacbon, còn tốc độ
phát triển các tinh thể phụ thuộc vào độ nhớt của
môi trường, vào hàm lượng và độ hòa tan của
paraffin ở nhiệt độ đó, cũng như tốc độ làm lạnh
của nó. Một số chất như nhựa lại dễ bị hấp phụ
trên bề mặt tinh thể paraffin nên ngăn cách không
cho các tinh thể này phát triển, vì vậy dầu mỏ được
làm sạch các chất này, nhiệt độ đông đặc lại lên
cao. Như vậy, nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào
thành phần hóa học, và chủ yếu nhất là phụ thuộc
vào hàm lượng paraffin rắn ở trong đó. Dầu thô có
hàm lượng paraffin càng nhiều thì nhiệt độ đông
đặc càng cao và ngược lại. Dầu thô tại các mỏ khai
thác của VSP có nhiệt độ đông đặc cao, dao động
từ 20 - 39oC (Bảng 1).
2. Tính chất của dầu thô mỏ Bạch Hổ
2.1. Hàm lượng paraffin trong dầu khai thác
Paraffin là loại hydrocacbon rất phổ biến
trong các loại hydrocacbon của dầu mỏ. Tuỳ theo
cấu trúc mà paraffin được chia thành hai loại đó là
paraffin mạch thẳng (n-paraffin, chiếm 80 - 90%)
và paraffin có nhánh (iso-paraffin) (Hình 2). Hàm
lượng paraffin được xác định theo tiêu chuẩn RD
39 09 80 bằng phương pháp kết tinh ở -210C các
mẫu dầu đã được tách loại các chất nhựa,
2.3. Độ nhớt
Để khảo sát tính lưu biến của dầu thô một chỉ
tiêu cơ bản khác cũng cần phải phân tích là độ
nhớt. Đây là một đại lượng vật lý đặc trưng cho trở
lực do ma sát nội tại sinh ra giữa các phân tử khi
chúng có sự chuyển động trượt lên nhau. Vì vậy,
độ nhớt có liên quan đến khả năng thực hiện các
quá trình bơm, vận chuyển chất lỏng trong các hệ
Hình 2. Cấu trúc của paraffin trong dầu thô.
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
29
Bảng 1. Đặc tꢁnh lꢀ hóa cơ bản của dầu thô ở các mỏ của VSP (Nguyễn Thúc Kháng và nnk., 2016).
Mỏ dầu
Bạch Hổ Rồng Nam Rồng - Đồi Mồi Gấu Trắng Thỏ Trắng
Đặc tính
Tỉ trọng ở 20 oC, g/cm3
Nhiệt độ đông đặc, оС
- ở 50 oC
0,8519 0,8641
35,5 33,0
12,83 14,19
6,60 7,49
26,00 23,80
0,8815
34,6
20,30
10,51
23,16
59,4
0,8735
34,4
21,72
11,19
23,75
59,5
0,8315
28,7
5,67
3,44
20,68
58,7
- ở 70 oC
Hàm lượng paraffin, %kl
Nhiệt độ nóng chảy paraffin, oC
Hàm lượng nhựa và asphalten,%kl
58,7
7,21
58,9
9,06
14,04
11,53
4,04
Bảng 2. Đặc tꢁnh lꢀ hóa cơ bản của dầu thô thuộc các địa tầng khác nhau ở mỏ Bạch Hổ (Nguyễn Thúc
Kháng và nnk., 2016).
Địa tầng
Mioxen hạ Oligoxen thượng Oligoxen hạ Tầng Móng
Tỉ trọng ở 20оС, g/cm3
Nhiệt độ đông đặc, оС
- ở 50 oC
0,8684
34,3
15,39
8,05
22,96
59,2
0,8673
36,6
21,88
10,60
26,54
59,0
0,8321
35,3
5,778
3,44
26,86
58,1
0,8332
35,6
6,04
3,56
28,32
58,0
- ở 70 oC
Hàm lượng paraffin, %kl
Nhiệt độ nóng chảy paraffin, oC
đường ống, khả năng thực hiện các quá trình
phun. Độ nhớt thường được xác định trong các
nhớt kế mao quản, ở đây chất lỏng chảy qua các
ống mao quản có đường kính khác nhau, ghi nhận
thời gian chảy của chúng qua mao quản, có thể
tính được độ nhớt của chúng.
Trong khai thác và vận chuyển dầu khí sự
lắng đọngparaffin làđiều không thểtránh khỏi khi
trong sản phẩm có hàm lượng paraffin cao. Do đó,
việc tiến hành ngăn ngừa lắng đọng paraffin là cần
thiết và phải có những biện pháp xử lý khi dầu đã
bị lắng đọng paraffin. Tuỳ thuộc vào vị trí và mức
độ lắng đọng paraffin mà người ta có thể áp dụng
những biện pháp xử lý paraffin khác nhau như
phương pháp hóa học, phương pháp cơ học và
phương pháp nhiệt (Nguyễn Thúc Kháng và nnk,
2016).
Phương pháp cơ học và phương pháp nhiệt
đã được nghiên cứu và áp dụng để xử lý lắng đọng
paraffin trong các giếng khai thác gaslift trên giàn
MSP-6. Giàn MSP-6 có chức năng vận hành khai
thác và nhận hỗn hợp chất lưu từ giếng của BK
Thỏ Trắng 01 vào bình tách C-1 (bình tách 2 pha
trung áp) sau đó xử lý qua bình tách thấp áp C-1
100m3 và dùng bơm ly tâm vận chuyển chất lỏng
dầu nước về các giàn về giàn CNTT-2 hoặc CNTT -
3 tùy vào từng thời điểm công nghệ (Liên doanh
Việt - Nga Vietsovpetro, 2016).
2.4. Sự đa dạng trong đặc tính lý hóa của dầu
thô
Sự khác biệt trong đặc tính lý hóa không chỉ
thể hiện ở các mỏ khác nhau mà còn trong cùng 1
mỏ. Cấu tạo mỏ Bạch Hổ gồm 4 tầng sản phẩm
chính. Tầng trên cùng - Mioxen hạ, tầng thứ 2 -
Oligoxen thượng, tầng 3 - Oligoxen hạ và tầng
dưới cùng - tầng Móng. Nhìn chung, theo mặt cắt
từ trên xuống dưới tỉ trọng, độ nhớt, hàm lượng
nhựa và asphalten đều giảm. Dầu tầng Mioxen hạ
có tính chất khác hẳn so với dầu thuộc tầng
Oligoxen và Móng (Bảng 2). Tỉ trọng, độ nhớt, hàm
lượng nhựa và asphalten của dầu tầng Mioxen hạ
cao hơn nhiều cũng như phần trăm paraffin thấp
hơn hẳn so với dầu thuộc tầng Oligoxen và Móng.
Trong cùng 1 địa tầng ở tầng Mioxen hạ cũng như
tầng Móng, tính chất của dầu gần giống nhau.
Trong quá trình vận hành hệ thống công nghệ
giàn MSP-6 đã từng thực hiện các biện pháp xử lý
paraffin bằng phương pháp thiết bị chuyên dụng
và phương pháp nhiệt sử dụng trạm hơi nóng PPU
A-1600. Phương pháp xử lý paraffin bằng thiết bị
3. Biện pháp xử lý paraffin trên giàn MSP-6
30
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
chuyên dụng (Hình 3) đã được sử dụng từ khi bắt
đầu tiến hành làm sạch cần khai thác trong các
giếng khoan. Tuy nhiên, trong quá trình vận hành
phương pháp này gặp phải một số khó khăn phức
tạp, nguy hiểm như: cần phải phối hợp nhịp
nhàng, chính xác các thao tác vận hành giữa trạm
cáp tời trong Block Modul 10 trên nóc của Block
Modul 2 và các dụng cụ chuyên dụng để nạo vét
paraffin dễ bị rối, đứt cáp dẫn đến phải ngừng khai
thác giếng để sửa chữa. Bên cạnh đó gây khó khăn
cho thợ vận hành, có thể xảy ra các hiện tượng dầu
khí phun trào nguy hiểm…
đêm, nhiệt độ chất lưu lên tới 620C và hàm lượng
nước trong sản phẩm là 98,5%. Các giếng khai
thác gaslift trên giàn MSP-6 bị lắng đọng paraffin
thường có áp suất vỉa thấp. Trong bài báo này,
biện pháp xử lý bơm ép dầu nóng từ giếng N0 101
vào giếng lắng đọng paraffin N090 đã được nghiên
cứu để có thể áp dụng vào thực tế.
4. Biện pháp xử lý lắng đọng paraffin cho giếng
khai thác N0 90 trên giàn MSP6
Giếng khoan N0 90 được đưa vào khai thác từ
ngày 30/05/1995, đối tượng khai thác là tầng
Móng với khoảng chiều sâu bắn mìn mở vỉa là từ
4330-4880m (Bảng 3). Cho đến nay, giếng đã trải
qua nhiều lần tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng
(OPZ) vào các năm 1997, 2003, 2004, 2005, 2006
và 2007 (Nguyễn Thúc Kháng và nnk, 2016).
Giếng được tiến hành sửa chữa lớn hai lần vào
năm 1997 (chuyển giếng qua chế độ khai thác
gaslift liên tục) và 2007 (đổ cầu xi măng và tiến
hành bắn mìn mở vỉa phía trên tầng Móng). Các
thông số khai thác chính hiện nay của giếng N0 90
là áp suất miệng 9-10 (kG/cm2), áp suất ngoài cần
72-85 (kg/cm2), lưu lượng dầu hiện nay 22000
m3/một ngày đêm, lưu lượng khí đồng hành
13483 m3/ngày đêm, hàm lượng nước trong sản
phẩm trung bình 5,5%, nhiệt độ sản phẩm tại
miệng giếng là 28 -310C, đang khai thác chế độ
gaslift liên tục với lưu lượng/ngày đêm. Biện pháp
xử lý paraffin cho giếng N0 90 hiện nay là sử dụng
hỗn hợp dầu nóng từ giếng N0 101 trên giàn.
4.1. Tính toán thời gian xử lý paraffin cho
giếng N0 90
Hꢂnh 3. Sơ đồ xử lý paraffin trong ống khai thác
bằng thiết bị nạo vét chuyên dụng.
1 - Tang tời; 2 - Ròng r dao; 3 - Cáp; 4 - Thiết bị
làm kín; 5 - Bộ Lublikator; 6 - Lưỡi dao; 7 - Van xả;
8 - Đầu nối; 9 - Van chặn; 10 - Quả nặng.
Để đảm bảo cho việc xử lý paraffin cho giếng
N0 90 đạt hiệu quả cao thì thời gian xử lý cần thỏa
mãn các điều kiện sau:
- Thời gian dừng giếng ít nhất có thể.
- Đảm bảo công tác xử lý đạt hiệu quả: phá tan
được nhiều paraffin và thu gom ngược về bình
tách 100m3 (C-2) nhiều nhất.
Thời gian cần thiết để xử lý paraffin bằng hỗn
hợp dầu nóng từ giếng N0 101 được tính toán như
sau:
- Giếng khai thác N0 101 có lưu lượng 180
m3/ngày đêm (tương đương với lưu lượng 0,125
m3/phút).
Trong quá trình vận hành nếu áp dụng biện
pháp thiết bị chuyên dụng để xử lý paraffin không
hiệu quả thì cần phải sử dụng trạm hơi nóng PPU
A-1600 (Hình 4). Thiết bị được đặt trên nóc
Blockmodul 14 và có hệ thống cấp nhiên liệu dầu
diesel, hệ thống ống nối chuyên dụng tới Block
modul 1, 2 vào các giếng cần xử lý.
Hiện tại trên giàn MSP-6, giếng khai thác
gaslift N0 101 làm việc liên tục và có các thông số
phù hợp để có thể sử dụng xử lý lắng đọng paraffin
trong cần khai thác như lưu lượng 180m3/ngày
- Trên cơ sở các dữ liệu thu thập được thì
paraffin thường bắt đầu lắng đọng nhiều từ độ sâu
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
31
Hꢂnh 4. Sơ đồ xử lý Paraffin giếng từ máy PPU A-1600.
1000m trở lên đến miệng giếng. Do đó, việc tính
toán tính sẽ được áp dụng đến độ sâu 1000m của
ống khai thác với đường kính là 89mm.
- Tính thể tích V cột ống khai thác:
Trong đó: Vcokt- thể tích bên trong ống khai
thác, (m3); L- chiều sâu ống khai thác tính toán cần
tiến hành rửa paraffin (L=1000m), (m); R- bán
kính trong ống khai thác, (m); D- đường kính
ngoài ống khai thác, (m); T- bề dày của ống khai
thác, (m).
Thay giá trị các thông số L=1000m,
D=0,089m, T=0,00645m vào công thức thức (1)
và (2) ta có (3)
Vcokt = LπR2
(1)
(2)
D-2T
R =
2
32
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
4.2. Bản chất của phương pháp và quy trình
xử lý paraffin giếng N0 90
2
0,089 − 2푥0,00645
2
푉
푐표푘푡
= 1000푥3,14푥 (
)
Bản chất của phương pháp là dùng tác dụng
nhiệt tác động trực tiếp lên lên lớp dầu lắng đọng
paraffin ở trong cần khai thác. Sau khi paraffin tan
ra kết hợp với thao tác xả ngược nhanh tạo chênh
áp suất về độ lớn và hướng vào trong cột cần khai
thác để phá vỡ từng lớp paraffin lắng đọng và đưa
vào thiết bị thu gom trên bề mặt. Do tác động nén
-xả của hỗn hợp dầu khí kết hợp với sự tác động
áp suất trong ống xuống phía đáy ống nâng khai
thác nên hiệu quả xử lý nhanh và cải thiện đáng kể
cho vùng cận đáy giếng (Nguyễn Thị Thu Hà và
nnk., 2013, 2014).
Quy trình của phương pháp xử lý là hỗn hợp
dầu nóng lấy từ giếng dầu N0101 có nhiệt độ cao
(T0 miệng giếng >60oC) đưa qua cụm phân dòng
(Manhephon) vào hệ thống tuần hoàn thuận
(Hình 5). Sau đó dầu nóng vào hệ thống đường
dập giếng qua cây thông khai thác đi thẳng trực
tiếp vào trong ống khai thác của giếng N090 và
được nén lên 25-30atm. Tiếp theo, xả nhanh hỗn
hợp dầu khí về bình tách C-2 làm cho các lớp
paraffin được phá vỡ và đưa lên bề mặt vào hệ
thống thu gom. Thao tác được lặp lại khoảng 4-5
lần (thời gian từ 3-5 phút/một lần) thì hiệu quả xử
lý sẽ cao hơn.
= 4,55 m3
(3)
Thể tích cần thiết của hỗn hợp dầu nóng để
rửa paraffin trong cần là (4).
V= 1,5 x Vcokt = 1,5 x 4,55 = 6,82 m3
(4)
Để cung cấp được lưu lượng hỗn hợp dầu
nóng trên cần khoảng thời gian (tương đương
thời gian tiến hành rửa paraffin ) là (5).
(5)
t = V/0,125 =6,82/0,125 = 54,6 phút
Do dó, thời gian cần thiết để có thể rửa sạch
paraffin trong cần ống khai thác giếngN090 là 54,6
phút. Tuy nhiên, theo kinh nghiệm thực tế quá
trình vậnhành khai thác, dầubị lắngđọngparaffin
trong ống khai thác của giếng N0 90 là tương đối
nhiều nên hiệu quả xử lý chưa cao. Vì vậy, phương
án xử lý cho hỗn hợp dầu nóng đi vào ngoài cần
của giếng đã được đề xuất thêm để xử lý paraffin.
Thể tích hỗn hợp dầu nóng đưa vào giếng và thời
gian cần thiết xử lý được tính toán như sau:
Đặt V1 là thể tích của cột ống khai thác
194mm (chiều dày 9,5mm) đến độ sâu 1000m.
2
)
0,194−0,0095
2
V1 = LπR1 = 1000x3,14x(
2
(6)
= 26,8 m3
5. Kết luꢀn
V2 là thể tích của cột ống khai thác đường
kính 89mm đến độ sâu 1000m.
Đặc trưng cơ bản của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ
là có độ nhớt cao và hàm lượng paraffin lớn, dao
động ở mức 20 - 29% khối lượng. Nhiệt độ đông
đặc của dầu thô khoảng 29 - 360C, cao hơn nhiệt
độ thấp nhất của nước biển ở vùng cận đáy biển
từ 9 - 150C. Trong khi đó nhiệt độ bắt đầu kết tinh
của paraffin trong dầu các mỏ này dao động từ 58
- 610C. Những đặc tính phức tạp của dầu nhiều
paraffin mỏ Bạch Hổ như cơchế kết tinh, quá trình
hình thành và lắng đọng paraffin trong đường ống
vận chuyển cũng như trong cần khai thác của
giếng khai thác gaslift đã gâyra rất nhiều khó khăn
cho công tác khai thác, thu gom vận chuyển và cất
chứa dầu khí. Lắng đọng pareffin trong khai thác
và vận chuyển dầu khí tại mỏ Bạch Hổ là điều
không thể tránh khỏi. Chính vì vậy, việc tiến hành
ngăn ngừa lắng đọng paraffin là cần thiết. Giải
pháp sử dụng thiết bị chuyên dụng để xử lý
paraffin được áp dụng khi bắt đầu tiến hành làm
sạch cần khai thác trong các giếng. Tuy nhiên,
2
)
0,089
2
V2 = LπR2 = 1000 x 3,14 x(
2
(7)
= 6,3 m3
V3 là thể tích khoảng không ngoài vành xuyến
đến độ sâu 1000m. Ta có (8)
(8)
V3= V1 - V2 = 26,8 -6,3 = 20,5 m3.
Thể tích cần thiết để tiến hành xử lý ngoài cần
giếng là (9).
V4 = 1,5 x V3 = 1,5 x 20,5 = 30,75 m3
(9)
Thời gian tiến hành xử lý paraffin ngoài cần
giếng N0 90 là (10)
30,75
T1 =
= 246 phút.
(10)
0,125
Vậy thời gian xử lý paraffin ngoài cần giếng
N090 là 246 phút.
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
33
Hình 5. Sơ đồ xử lý paraffin giếng N0 90 bằng dầu nóng giếng số N0 101.
trong quá trình vận hành, phương pháp này gặp
Tài liệu tham khảo
phải một số khó khăn phức tạp, thậm chí có thể
xảy ra các hiện tượng dầu khí phun trào nguy
hiểm…
Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2013. Sơ đồ
công nghệ hiệu chỉnh khai thác và xây dựng mỏ
Bạch Hổ 1. 31.
Trong quá trình vận hành hệ thống công nghệ
giàn MSP-6 đã áp dụng các biện pháp xử lý
paraffin bằng phương pháp thiết bị chuyên dụng
và phương pháp nhiệt sử dụng trạm hơi nóng PPU
A-1600. Việc xử lý paraffin cho giếng N0 90 trên
giàn MSP-6 có sử dụng hỗn hợp dầu nóng từ giếng
N0 101 trên giàn đã mang lại hiệu quả cao, làm cơ
sở để áp dụng cho các giếng có điều kiện tương tự.
Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2016. Các báo
cáo hiện hành về Giàn MSP6.
Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Đỗ Quang
Thịnh, Hoa Hữu Thu, 2013, 2014. Nghiên cứu
xử lý lắng đọng paraffin cho một số giếng dầu
được khai thác bằng bơm ép khí phương pháp
gaslift. Phần I, II. Tạp chí hóa học và ứng dụng.
19-34.
34
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kꢃ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34
Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh
Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm Thành Vinh, Nguyễn
Nhà xuất bản Khoa học kꢃ thuật. Chi nhánh
Thành phố Hồ Chí Minh.
Hoài Vũ, 2016. Công nghệ xử ly
dầu nhiều paraffin ở thềm lục địa Việt Nam.
́ va vận chuyển
Phan Tử Bằng, 1999. Hóa học dầu mỏ khí tự nhiên.
Nhà xuất bản Giao thông vận tải.
ABSTRACT
Solutions to improve paraffin treatment efficiency of crude oil on MSP-
6 platform at Bach Ho oil field
Thinh Van Nguyen 1, Thang Duc Pham 2, Lan Linh Hoang 3
1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam
2 Vietnam Oil and Gas Group (PVN), Vietnam
3 Vietnam Petroleum Institute (VPI), Vietnam
The crude oil exploited at Bach Ho oil field is characterized by high paraffin content, high viscosity
and temperature. This has caused difficulties in flow assurance during the process of exploiting,
collecting, transporting and storing the products. Therefore, paraffin treatment of crude oil should be
carried out in all activities relating to production of oil and gas. At Bach Ho oil field the production is being
implemented mainly by gaslift method. However, paraffin deposition occurs in gaslift wells more than the
others due to the production mechanism and the structure of production equipment. Thus, a research on
solutions to paraffin deposition treatmen in gaslift wells is necessary. This paper presents results of
research on paraffin treatment to gaslift well, oil and gas gathering and treating system on MSP-6
platform at Bach Ho oilfieldbyanalyzingthe process insitu. Basedon that, atechnicalsolution to improve
the efficiency of paraffin treatment is achieved by using high temperature crude oil of N0 101 well for N0
90 gaslift well on MSP-6 platform. The results of research can be applied to other wells with the same
conditions as those at Bach Ho oil field.
9 trang
17900
Free
Bạn đang xem tài liệu "Giải pháp nâng cao hiệu quả xử lý dầu nhiều Paraffin trên giàn MSP-6 Mỏ Bạch Hổ", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- giai_phap_nang_cao_hieu_qua_xu_ly_dau_nhieu_paraffin_tren_gi.pdf
