Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều Paraffin bằng đường ống ở các mỏ dầu khí ngoài khơi của liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
PETROVIETNAM
KINH NGHIỆM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG
Ở CÁC MỎ DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI CỦA LIÊN DOANH VIỆT-NGA
“VIETSOVPETRO”
TS. Tống Cảnh Sơn, KS. Lê Đình Hòe
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: sontc.rd@vietsov.com.vn
Tóm tắt
Hiện nay, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” đang khai thác dầu từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Gấu Trắng và Thỏ
Trắng ở ngoài khơi Việt Nam. Dầu khai thác đều chứa hàm lượng paraffin cao, khoảng 17 - 29% khối lượng và nhiệt
độ đông đặc cao (29 - 36oC), nhiệt độ miệng giếng của dầu thấp. Vận chuyển dầu có hàm lượng paraffin cao bằng
đường ống ngầm (có chiều dài lớn, không được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài) có nhiều vấn đề phức tạp,
như: nhiệt độ dầu và nhiệt độ môi trường chênh lệch lớn, gây ra hiện tượng kết tinh paraffin và lắng đọng bên trong
đường ống, làm giảm thiết diện đường ống vận chuyển, gia tăng tổn thất áp suất vận chuyển và hình hành lớp cấu
trúc paraffin bên trong đường ống, gây tắc nghẽn và phải dừng vận hành.
Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu tính chất phức tạp của dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng và một số kinh nghiệm
trong thu gom, xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Việc vận hành an toàn và
liên tục đường ống vận chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng và ngược lại đóng vai trò quan trọng trong công tác
vận hành các mỏ dầu khí của Vietsovpetro, góp phần tích cực trong việc hoàn thành kế hoạch khai thác dầu khí hàng
năm của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.
Từ khóa: Lắng đọng paraffin, nhiệt độ đông đặc, độ nhớt, mỏ Bạch Hổ.
1. Mở đầu
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” bắt đầu khai
Trong các năm 1994 và 1998, Vietsovpetro đã lần lượt
đưa các khu vực Trung tâm Rồng (RP-1) và Đông Nam
Rồng (RC-2) vào khai thác. Tuyến đường ống vận chuyển
dầu không bọc cách nhiệt dài 52km được xây dựng để vận
chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ (từ RP-3/RC-2
qua RP-1 và đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ). Việc vận chuyển dầu
gặp rất nhiều khó khăn do vấn đề lắng đọng paraffin bên
trong đường ống. Dầu khai thác ở các mỏ của Vietsovpetro
đều là dầu nhiều paraffin, có độ nhớt và nhiệt độ đông
đặc cao. Theo thời gian khai thác, lưu lượng giếng và nhiệt
độ dầu giảm dần, đặc biệt từ khi áp dụng công nghệ khai
thác dầu bằng phương pháp cơ học gaslift, nhiệt độ sản
phẩm của giếng càng thấp đi, gây khó khăn cho công tác
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống. Vấn đề
trở nên đặc biệt nghiêm trọng khi phải thực hiện việc vận
chuyển dầu từ mỏ này sang mỏ khác ở điều kiện nhiệt độ
dầu thấp [2, 5]. Do đó, khuynh hướng phát triển hệ thống
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống tại các
mỏ của Vietsovpetro cũng bắt đầu thay đổi. Các đường
ống xây dựng mới để thu gom và vận chuyển dầu khí ở
các công trình khai thác tại các mỏ Đông Rồng, Đông Bắc
Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ Trắng và kết nối
các mỏ đã được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài.
thác dầu khí ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam từ năm
1986. Đến ngày 31/12/2014, tổng sản lượng dầu khai
thác đã đạt 213 triệu tấn. Việc quy hoạch mỏ và phát
triển hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở các
mỏ này đã phát triển qua các thời kỳ khác nhau để đảm
bảo khả năng khai thác dầu liên tục cho Tập đoàn Dầu
khí Quốc gia Việt Nam. Trong giai đoạn 1986 -1994, khi
Vietsovpetro thực hiện khai thác dầu khí ở mỏ Bạch
Hổ, toàn bộ hệ thống đường ống phục vụ thu gom,
vận chuyển dầu khí ở nội bộ mỏ nối liền các giàn khai
thác cố định (MSP), giàn đầu giếng (BK), giàn công nghệ
trung tâm (CTP) và với kho nổi chứa xuất dầu (FSO) được
xây dựng đều không bọc cách nhiệt với môi trường bên
ngoài. Dầu khí khai thác trên các giàn khai thác được tách
khí, sau đó vận chuyển đến các kho nổi chứa xuất dầu.
Dầu khai thác trên các giàn đầu giếng được vận chuyển
bằng các tuyến đường ống không bọc cách nhiệt ở dạng
hỗn hợp dầu - khí đến các giàn công nghệ trung tâm
(CTP) để xử lý tách khí và nước, sau đó bơm đến các kho
nổi chứa xuất dầu.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
43
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
2. Đặc trưng lý hóa và những phức tạp trong thu gom,
xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffin ở các mỏ của
Vietsovpetro
dầu và trong các giếng khai thác, do nhiệt độ dầu giảm
đáng kể. Hiện nay, nhiệt độ dầu khi thu gom đến các giàn
công nghệ trung tâm và FSO để xử lý và tàng chứa chỉ từ
35 - 43oC, thấp hơn nhiệt độ xuất hiện paraffin trong dầu
khoảng 10 - 15oC.
Như đã nói ở trên, dầu thô khai thác tại các mỏ của
Vietsovpetro thuộc loại dầu có hàm lượng paraffin, độ
nhớt và nhiệt độ đông đặc cao. Bảng 1 thể hiện các đặc
trưng lý hóa cơ bản của dầu thô khai thác tại một số khu
vực ở các mỏ của Vietsovpetro.
Kinh nghiệm của các công ty khai thác dầu hàng đầu
thế giới [1] cho thấy nếu khai thác và vận chuyển dầu
nhiều paraffin bằng đường ống ở điều kiện nhiệt độ môi
trường thấp hơn nhiệt độ bắt đầu kết tinh của paraffin,
thấp hơn nhiệt độ đông đặc ở điều kiện ngoài khơi sẽ rất
khó khăn và gặp nguy hiểm:
Hiện nay, Vietsovpetro đang khai thác dầu tại các mỏ
Bạch Hổ, Rồng và các khu vực lân cận kết nối khác như:
Nam Rồng Đồi Mồi, Gấu Trắng và Thỏ Trắng. Dầu khai thác
ở các khu vực này có hàm lượng paraffin dao động từ 18
- 29% khối lượng và độ nhớt cao; nhiệt độ đông đặc của
dầu khoảng 30 - 36oC, cao hơn nhiệt độ thấp nhất của
nước biển ở vùng cận đáy (21,8oC) khoảng 9 - 15oC. Nhiệt
độ bắt đầu kết tinh của paraffin trong dầu các mỏ này dao
động từ 58 - 61oC. Trong khi đó, các đường ống xây dựng
dùng để thu gom và vận chuyển dầu nối giữa các công
trình khai thác ở mỏ Bạch Hổ không được bảo ôn nhiệt
với môi trường bên ngoài. Theo các tính toán mô phỏng
cho thấy, sau khi sản phẩm giếng đi vào hệ thống đường
ống ngầm dưới đáy biển khoảng 2 - 3km, nhiệt độ của dầu
trong đường ống đã bằng nhiệt độ của nước biển ở vùng
cận đáy, dao động ở mức 23 - 28oC, thấp hơn nhiệt độ
đông đặc của dầu khoảng 10oC và thấp hơn nhiệt độ bắt
đầu xuất hiện paraffin trong dầu khoảng 35oC. Tại nhiệt
độ này, dầu ở dạng chất lỏng phi Newton, nghĩa là trong
mọi trường hợp sẽ tạo nên nguy cơ lắng đọng paraffin,
gây ra hiện tượng tắc nghẽn trong hệ thống thu gom, xử
lý và vận chuyển dầu bằng đường ống.
- Hiện tượng lắng đọng paraffin-keo-nhựa bên
trong ống khai thác và đường ống dẫn dầu, sẽ làm giảm
tiết diện của ống làm tổn hao áp suất gia tăng. Kết quả là
lưu lượng dầu khí khai thác và khả năng lưu thông chất
lỏng của đường ống giảm dần;
- Quá trình khai thác giếng hoặc quá trình vận
chuyển dầu bằng đường ống có thể sẽ phải tạm dừng do
dầu có độ nhớt quá cao khi nhiệt độ vận chuyển thấp hơn
nhiệt độ đông đặc và lưu lượng vận chuyển thấp.
Đối với các mỏ của Vietsovpetro, vấn đề khó khăn
trong thu gom và vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng
đường ống thường hay gặp khi vận chuyển bằng đường
ống không được bọc cách nhiệt và thậm chí cả các đường
ống được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài có
chiều dài lớn, kết nối từ mỏ này sang mỏ khác.
3. Hệ thống thu gom và vận chuyển dầu bằng đường
ống ở các mỏ của Vietsovpetro
Hiện nay, hệ thống đường ống thu gom và vận chuyển
sản phẩm khai thác ở nội bộ các mỏ của Vietsovpetro dài
khoảng 400km. Hệ thống đường ống này nối liền các
công trình khai thác của các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng
Đồi Mồi, Gấu Trắng và Thỏ Trắng (Hình 1).
Sau thời gian khai thác tự phun, các giếng tại các mỏ
của Vietsovpetro đã chuyển sang khai thác cơ học bằng
gaslift. Phương pháp này duy trì được sản lượng khai thác
dầu hàng năm trên các mỏ, song lại làm trầm trọng thêm
vấn đề lắng đọng paraffin trong đường ống vận chuyển
Bảng 1. Đặc trưng lý hóa cơ bản của dầu thô ở các mỏ của Vietsovpetro
Mỏ dầu
Rồng
847
TT
Các thông số
Bạch Hổ
831
Gấu Trắng
880 - 902
1
Khối lượng giếng, kg/m3
Nhiệt độ, oС:
2
3
4
- Nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin;
- Nhiệt độ đông đặc.
Hàm lượng, % khối lượng:
- Paraffin
58 - 61
33,10
59 - 60
30,5 - 33
59 - 60
33 - 36
27,1
2,68
18,7 - 25,0
7,25 - 8,78
22 - 29
0,102 - 0,146
- Asphaltene - keo - nhựa
Độ nhớt, mm2/s:
- ở 50oC
4,66
3,02
70,60
7.151
4.611
67,7 - 83,4
49 - 120
32,03 - 42,49
14,24 - 34,45
90 - 115
- ở 70oC
5
6
Nhiệt độ sôi ban đầu, oС
Hệ số khí, m3/t
195 - 220
47 - 53
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
44
PETROVIETNAM
МSP-6
МSP-7
Cá Ngừ Vàng
БК -CNV
МSP-4
МSP-3
МSP-8
МSP-5
BК-15
МSP-10
МSP-9
BК-3
МSP-11
МSP-1
BК-7
CTP-2
BК-2
BК-10
BК-1
BК-6
BК-5
UBN-4 VSP-01
CTP-3
BК-9
BК-4
Chú giải:
RC-7
Dầu
Dầu bão hòa khí
BК-14 BТ-7
BК-8
BK-17
RC-3
RC-1
RP-2
GTC-1
UBN-3
Chi Linh
BK-16
PLEM
UBN-3
RP-1
RC-6
RC-2
RP-3
RC-5
RC-4
RC-DM
Hình 1. Sơ đồ thu gom, xử lý và vận chuyển hỗn hợp dầu khí, dầu đã tách khí từ một số công trình chủ yếu ở các mỏ của Vietsovpetro
Sản phẩm khai thác tại các giàn nhẹ (BK/RC) được vận
chuyển ở dạng hỗn hợp dầu - khí về các điểm xử lý tách
khí và nước trên các giàn cố định và các giàn công nghệ
trung tâm. Trong nhiều trường hợp, khoảng cách giữa các
giàn nhẹ đến các giàn cố định hay giàn công nghệ trung
tâm khá lớn, hoặc phải vận chuyển từ mỏ này sang mỏ
khác như: từ mỏ Gấu Trắng, BK-14/BK-7 về CTP-3, từ Thỏ
Trắng về MSP-6, từ mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi hay từ Nam
Trung tâm Rồng RC-5, RC-6 đến RP-1 với tổng chiều dài
toàn tuyến 18 - 20km; từ Đông Bắc Rồng RC-1, RC-3 đến
RP-2, và trước năm 2003 là từ RC-2 về RP-1 dài 19km. Trong
khi đó, khai thác bằng phương pháp gaslift nên nhiệt độ
của dầu khi lên đến miệng giếng rất thấp, chỉ dao động
trong khoảng 35 - 60oC, nhiệt độ của hỗn hợp chất lỏng đi
ra khỏi giàn, vào đường ống thu gom ở mức 45 - 55oC, và
đến trạm xử lý trên các giàn cố định hay giàn công nghệ
trung tâm chỉ còn nhiệt độ khoảng 28 - 35oC (Hình 1). Để
đảm bảo khả năng vận chuyển an toàn bằng đường ống,
dầu được xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc
[3, 4]. Trong khi đó, theo kết quả nghiên cứu lưu biến ở
phòng thí nghiệm, để xử lý bằng hóa phẩm đạt hiệu quả
cao nhất thì nhiệt độ của dầu không được thấp hơn 65 -
75oC. Để đạt được điều đó, Vietsovpetro đã áp dụng công
nghệ bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc vào dòng
sản phẩm của giếng ở độ sâu 2.000 - 2.500m, nơi có nhiệt
độ không thấp hơn 65oC. Như vậy, hỗn hợp dầu và khí
sau khi xử lý bằng hóa phẩm ở nhiệt độ cần thiết sẽ đi lên
miệng giếng, vào hệ thống thu gom và vào đường ống
ngầm dưới biển đến trạm xử lý sẽ có tính chất lưu biến
được cải thiện đáng kể.
3.1. Vận chuyển dầu bằng đường ống từ mỏ Bạch Hổ đến
mỏ Rồng
Sơ đồ vận chuyển dầu đã tách khí ở mỏ Bạch Hổ là
các đường liên tục nối các giàn cố định đến các giàn công
nghệ trung tâm CTP-2, CTP-3 và đến các kho nổi FSO ở
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
45
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng (Hình 1). Sản phẩm khai thác trên
các giàn cố định dưới dạng chất lỏng đã tách khí được
vận chuyển đến các giàn công nghệ trung tâm. Trên các
giàn công nghệ trung tâm CTP-2 và CTP-3 sẽ thực hiện xử
lý tách khí và tách nước. Sau khi xử lý dầu với hàm lượng
nước còn lại khoảng 0,7 - 2,3%, được vận chuyển đến các
FSO để xử lý triệt để đến chất lượng thương phẩm. Thông
thường, trên các mỏ của Vietsovpetro có 2 FSO hoạt động
tại mỏ Bạch Hổ, 1 FSO hoạt động tại mỏ Rồng. Trong
trường hợp, khi ở mỏ Bạch Hổ chỉ có 1 FSO, hoặc 1 FSO
gặp sự cố, thì dầu từ mỏ Bạch Hổ được vận chuyển đến
FSO ở mỏ Rồng theo đường ống ngầm dài 22km từ CTP-
3 đến PLEM-FSO-3. Để đảm bảo vận hành liên tục và an
toàn đường ống, hạn chế lắng đọng paraffin, dầu được
xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. Vì đã tách
khí và nước nên việc xử lý dầu này bằng hóa phẩm giảm
nhiệt độ đông đặc sẽ đơn giản và đạt hiệu quả cao. Ngoài
ra, trong quá trình xử lý tách nước trên các giàn công nghệ
trung tâm, do dầu được duy trì nhiệt độ ở mức 65oC nên
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc được bơm vào dòng
dầu ở vị trí sau bình tách nước sử dụng điện trường cao và
trước máy bơm. Sau khi đã xử lý hóa phẩm, dầu được vận
chuyển đến FSO mỏ Rồng theo tuyến ống nối từ CTP-3
đến FSO-3 mỏ Rồng.
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Nhiệt độ dầu trên CTP-3
Lưu lượng dầu
Nhiệt độ dầu đến UBN-3
Nhiệt độ đông đặc của dầu
Tổn thất áp suất
1/1 1/2 1/3 1/4 1/5 1/6 1/7 1/8 1/9 1/10 1/11 1/12 1/1
Hình 2. Các thông số của đường ống từ CTP-3 Bạch Hổ sang FSO mỏ Rồng
Hình 2 là các thông số vận hành đường ống vận
chuyển dầu CTP-3 sang FSO-3. Kết quả cho thấy, với lưu
lượng vận chuyển khoảng 6.000 - 10.000m3/ngày đêm và
nhiệt độ dầu trên CTP-3 dao động ở mức 60 - 65oC, thì
dầu sau khi xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc
với định lượng 350ppm sẽ có nhiệt độ đông đặc khoảng
24 - 26oC được bơm đến FSO-3 mỏ Rồng và tổn hao áp
suất trên toàn tuyến đường ống CTP-3 → PLEM-FSO-3 ổn
định ở mức 7 - 10at, nhiệt độ dầu đến UBN-3 mỏ Rồng còn
khoảng 37 - 42oC. Hình 3 và 4 là độ nhớt của dầu trước và
sau khi xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc và hình
ảnh quan sát lắng đọng paraffin trong đường ống vận
chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng.
1,800
Dầu Bạch Hổ không hóa phjẩm
1,600
1,400
1,200
1,000
800
Dầu Bạch Hổ với hóa phẩm PPD Chemical -1
Dầu Bạch Hổ với hóa phẩm PPD Chemical -2
600
400
200
0
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Nhiệt độ, oC
Hình 3. Độ nhớt của dầu thô mỏ Bạch Hổ không xử lý và xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ
đông đặc định lượng 350 ppm (ml/m3)
Kết quả Hình 3 và 4 cho thấy, nếu được xử lý hóa
phẩm, độ nhớt của dầu mỏ Bạch Hổ sẽ giảm nhiều và hạn
chế được lắng đọng paraffin bên trong đường ống dẫn
dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng.
3.2. Vận chuyển dầu bằng đường ống từ mỏ Rồng sang
mỏ Bạch Hổ
Việc thu gom và vận chuyển dầu nội bộ các mỏ Bạch
Hổ và mỏ Rồng được thực hiện ngay trong các mỏ (Hình
1). Dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ sau khi xử lý được vận
chuyển theo các đường ống ngầm nội mỏ đến các FSO
đặt tại mỏ Bạch Hổ, dầu khai thác ở mỏ Rồng được vận
chuyển về FSO-3 đặt tại mỏ Rồng. Tuy nhiên, theo định
kỳ 2,5 năm một lần, các FSO này phải dừng để kiểm tra
định kỳ, sửa chữa nhỏ và 5 năm một lần phải lên đốc
để sửa chữa lớn, nâng cấp. Vì vậy, bài toán vận chuyển
Hình 4. Lắng đọng paraffin trong đường ống dẫn dầu từ Bạch Hổ sang FSO-3 mỏ Rồng
(lấy trong thời gian sửa chữa Plem UBN-3)
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
46
PETROVIETNAM
dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng hay ngược lại thường
xuyên được đặt ra đối với Vietsovpetro. Nếu vận chuyển
dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng (từ CTP-3 hoặc CTP-2
sang FSO-3 mỏ Rồng), do lưu lượng dầu khá lớn, khoảng
8.000 - 10.000m3/ngày đêm, (tương đương vận tốc dòng
chảy trong ống 0,8 - 1,2m/s), nên việc vận chuyển dầu
theo tuyến ống này không gặp khó khăn. Thực tế vận
hành đường ống CTP-3 → FSO-3 trình bày ở trên đã
chứng minh.
Kết quả Bảng 2 cho thấy, nếu sử dụng condensate với
hàm lượng 5 - 10% trộn lẫn với dầu RP-3 mỏ Rồng sẽ làm
giảm nhiệt độ đông đặc của dầu đã xử lý hóa phẩm từ 21
- 22oC xuống còn 18 - 16oC và tính linh động của dầu tăng
lên từ 4 - 8 lần. Như vậy, có thể sử dụng condensate hòa
trộn với dầu mỏ Rồng để làm tăng tính linh động và khả
năng vận chuyển về mỏ Bạch Hổ. Vietsovpetro đã thu gom
condensate có được trong quá trình xử lý khí ở mỏ Bạch
Hổ tại các trạm nén khí trên các giàn công nghệ trung
tâm và ở giàn nén khí lớn ở mỏ Bạch Hổ để vận chuyển
sang mỏ Rồng theo một tuyến ống, tuyến ống còn lại sẽ
sử dụng để vận chuyển dầu sau khi được pha trộn với
condensate sang mỏ Bạch Hổ. Hai tuyến ống này sẽ hình
thành một vòng khép kín. Vietsovpetro đã tiến hành sử
dụng thử nghiệm cả hai tuyến ống nói trên để vận chuyển
dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ trong những trường
hợp cần thiết.
Ban đầu, mỏ Rồng được kết nối với mỏ Bạch Hổ bằng
tuyến ống RP-3 → RP-1 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 không
bọc cách nhiệt có tổng chiều dài 52km. Tuyến đường ống
này có hai cấp đường kính 426 x 16mm và 325 x 16mm.
Do có nhiều vấn đề phức tạp liên quan đến lắng đọng
paraffin-keo-nhựa khi vận hành đường ống này với lưu
lượng thấp trong giai đoạn 1996 - 2001 nên Vietsovpetro
đã xây dựng tuyến ống thứ hai RP-3 → RP-2 → PLEM (FSO-
3) → CTP-2 dài 42km. Tuyến đường ống mới này được bọc
cách nhiệt và cũng có hai cấp đường kính 325 x 16mm và
426 x 16mm. Lượng dầu khai thác trên RP-3 của giai đoạn
2003 - 2012 ở mức 2.000 - 3.500m3/ngày đêm. Như vậy,
với lưu lượng trên, vận tốc trung bình của dòng chất lỏng
trong đoạn ống 426 x 16mm sẽ là 0,2 - 0,5m/s và trong
đoạn ống 325 x 16mm là 0,4 - 0,7m/s. Với vận tốc này, sẽ
gặp khó khăn do tổn hao nhiệt lớn, vì thể tích của đường
ống lớn nên thời gian chuyển động của dầu trong ống
cũng tăng lên, tất cả các yếu tố đó sẽ làm gia tăng khả
năng lắng đọng paraffin bên trong đường ống. Bên cạnh
đó, nhiệt độ ban đầu của dầu mỏ Rồng đi vào đường ống
chỉ dao động ở mức 45 - 55oC, thấp hơn nhiệt độ bắt đầu
xuất hiện paraffin trong dầu (58 - 61oC) khoảng 13 - 15oC.
Để tăng cường khả năng vận chuyển của dầu theo đường
ống có chiều dài lớn từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ, ngoài
việc xử lý dầu bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc,
Vietsovpetro đã phải sử dụng condensate để pha loãng
làm giảm độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu.
3.3. Vận chuyển dầu mỏ Rồng từ RP-3 đến CTP-2 mỏ
Bạch Hổ theo tuyến ống không bọc cách nhiệt RP-3
RP-1 PLEM(FSO-3) RC-1 BT-7 CTP-2
Tuyến đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1
→ PLEM(FSO-3) → RC-1 → BT-7 → CTP-2 có tổng chiều dài
52km (RP-3 → RP-1 = 18km, RP-1 → RC-1 = 12km, RC-1 →
BT-7 → CTP-2 = 22km). Ống có các cấp đường kính khác
nhau: ØRP-3 → RP-1 = 426 x 16mm, ØRP-1 → RC-1 = 325 x 16mm,
ØRC-1 → CTP-2 = 426 x 16mm và 8 đoạn ống đứng lên xuống
RP-3, RP-1, RC-1, BT-7 và CTP-2. Dầu vận chuyển theo
đường ống này, còn condensate từ mỏ Bạch Hổ được thu
gom và vận chuyển đến RP-3 theo tuyến ống bọc cách
nhiệt CTP-2 → CTP-3 → RP-1 → RP-3.
Việc vận chuyển dầu theo tuyến ống RP-3 → RP-1
→ PLEM(FSO-3) → RC-1 → BT-7 → CTP-2 được thực hiện
trong nửa đầu năm 2007 và giữa năm 2013, khi FSO-
3 ngừng vận hành. Các thông số làm việc ban đầu của
đường ống như sau:
Bảng 2. Tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu mỏ Rồng RP-3 đã xử lý hóa phẩm với condensate
Độ nhớt và ứng suất trượt của dầu mỏ Rồng RP-3 đã xử lý hóa phẩm khi hòa tan ở các hàm lượng
condensate khác nhau
Nhiệt độ đo,
oС
0%
5%
10%
Ứng suất trượt
Độ nhớt dẻo
Ứng suất trượt
Độ nhớt dẻo
Ứng suất trượt
Độ nhớt dẻo,
động, Pа
(mPa*s)
động (Pа)
(mPa*s)
động (Pа)
(mPa*s)
35
30
28
26
24
0
12
21
33
35
46
82
0
0
0,01
0,04
0,09
0,14
9
13
19,3
21,5
27,4
38,6
0
0
0
6
6,5
7,0
7,6
9,0
15,0
0,01
0,03
0,08
0,20
0,55
0,01
0,035
0,056
22
Tđđ, oС
21 - 22
18
16 - 17
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
47
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
FSO -1
Ba Vi
Dầu thô
CPP -2
B Т -7
Dầu thô
condensate
Dầu thô và condensate
RC -1
FSO -4
VSP -01
(RB) C PP -3
condensate
PLEM FSO -3
RP -1
RP -2
Dầu thô và condensate
condensate
RP -3
Hình 5. Sơ đồ vận chuyển dầu mỏ Rồng RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống không bọc cách nhiệt RP-3 →RP-1 →PLEM FSO-3 →RC-1 →BT-7 →CTP-2
- Lưu lượng chất lỏng trong đường ống dao động ở
40
6400
5600
4800
4000
3200
2400
1600
800
mức 3.200 - 3.500m3/ngày đêm;
35
30
- Áp suất dầu tại ống đứng trên RP-3 dao động ở
mức 12 - 12,5аt, trên RP-1 khoảng 9,5 - 10at và trên CTP-2
là 4,5at.
25
20
15
10
- Tỷ lệ condensate trong dầu dao động ở mức 7 -
10% theo thể tích;
Tổn hao áp suất
Lưu lượng chất lỏng
5
0
0
27/5 1/4 6/4 11/4 16/4 21/4 26/4 1/5 6/5 11/5 16/5 21/5 26/5
- Nhiệt độ dầu tại ống đứng trên RP-3 là 55oС;
- Nhiệt độ dầu đến RP-1 là 32oС;
Hình 6. Động thái làm việc của đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 →RP-1 →PLEM
FSO-3 →RC-1 →BT-7 →CTP-2 trong vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ
- Nhiệt độ dầu đến CTP-2 là 27oС (tương đương nhiệt
độ nước biển ở vùng cận đáy, xung quanh đường ống);
Phân tích động thái làm việc của tuyến đường ống
(Hình 6) cho thấy: mặc dù nhiệt độ đông đặc của dầu sau
khi pha với condensate giảm xuống còn 18oС, nhưng tổn
hao áp suất khi vận chuyển dầu RP-3 sang mỏ Bạch Hổ
theo thời gian vẫn tăng nhanh, đặc biệt trên đoạn ống
cuối RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-2. Sau khoảng
30 ngày vận hành đường ống, tổn hao áp suất vận chuyển
dầu trong đoạn RP-1 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 đã tăng
từ 5at lên 9at (tốc độ tăng áp suất đạt 0,13at/ngày đêm).
Áp suất vận chuyển dầu tăng là do hiện tượng lắng đọng
paraffin bên trong đường ống. Kết quả tính toán mô
phỏng [3] cho thấy khi tốc độ dòng càng nhỏ thì lắng
- Nhiệt độ đông đặc của dầu với condensate đến
CTP-2 dao động ở mức 15 - 21oС.
Như vậy, thực tế tổn thất áp suất ban đầu khi vận
chuyển dầu trên đoạn RP-3 → RP-1 là 2,5 - 3at và trên
đoạn RP-1 → CTP-2 là 5at.
Sơ đồ vận chuyển dầu RP-3 theo tuyến ống RP-3 →
RP-1 → PLEM(FSO-3) → RC-1 → BT-7 → CTP-2 được trình
bày ở Hình 5 và các thông số làm việc được trình bày
trong Hình 6.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
48
PETROVIETNAM
đọng paraffin mềm trong đường ống vận chuyển dầu
từ RP-3 mỏ Rồng sẽ càng lớn. Ở đây, vận tốc dòng chảy
trong đường ống chỉ đạt 0,2 - 0,5m/s. Để dự đoán lượng
lắng đọng paraffin mềm tích tụ trong đoạn ống này, nhiệt
thủy lực đường ống đã được tính toán, với giả thiết rằng
bên trong thành ống có một lớp lắng đọng paraffin với
chiều dày như nhau trên toàn bộ đoạn ống, kết quả của
mô phỏng được trình bày tại Bảng 3 và Hình 7.
và vận hành an toàn đường ống, phải chuyển việc vận
chuyển dầu từ đường ống không bọc cách nhiệt sang
tuyến đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3)
→ CTP-3 → CTP2.
3.4. Vận chuyển dầu mỏ Rồng từ RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch
Hổ theo tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3)
→ CTP-3 → CTP-2
Dầu RP-3 được vận chuyển theo đường ống bọc cách
nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 có tổng
chiều dài 41km với các cấp đường kính sau:
Kết quả Bảng 3 cho thấy, tổn hao áp suất khoảng
9at thì khối lượng lắng đọng paraffin mềm trong đoạn
ống này đã là 554m3. Do vậy phải bơm thêm nước biển
để tăng vận tốc dịch chuyển của dòng chất lỏng trong
đường ống để tẩy rửa lớp lắng đọng này. Tuy nhiên, kết
quả cho thấy tổn hao áp suất trên đoạn ống này sau khi
bơm rửa bằng nước biển giảm không đáng kể (Hình 6),
sau đó tốc độ tăng tổn hao áp suất đạt tới mức 0,35 -
0,4аt/ngày đêm, và đạt đến 14at chỉ sau 10 ngày sau khi
bơm rửa, nghĩa là lượng lắng đọng trong ống đã đạt đến
750 - 800m3. Như vậy, quá trình bơm rửa bằng nước biển
tuyến ống này không hiệu quả như mong muốn. Để
đảm bảo việc khai thác liên tục dầu trên RP-3 mỏ Rồng
- Đoạn RP-3 → PLEM(FSO-3), chiều dài 17km, đường
kính 325 x 16mm;
- Đoạn PLEM(FSO-3) → CTP-3, 4km đầu đường kính
325 x 16mm, 17km đường kính 426 x 16mm;
- Đoạn CTP-3 → CTP-2, chiều dài 3km, đường kính
426 x 16mm.
Việc vận chuyển condensate từ mỏ Bạch Hổ đến RP-3
được thực hiện theo tuyến ống không bọc cách nhiệt
CTP-2 → BT-7 → RC-1 → PLEM(FSO-3) → RP-1 → RP-3.
Bảng 3. Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống không bọc cách nhiệt
RP-1 →PLEM(FSO-3) →BT-7 → CTP-2
Sau khi chuyển dòng, dầu được vận chuyển theo
đường ống bọc cách nhiệt, các thông số làm việc của
đường ống như sau:
Chiều dày
lắng đọng
(mm)
Tổn hao áp
suất
Thể tích lớp
Thể tích
paraffin (m3) ống còn lại
(m3)
- Áp suất dầu ở ống đứng RP-3 là 10 - 11at và trên
CTP-2 là 4,1 - 4,5at. Như vậy, tổn hao áp suất là 5 - 6at;
(at)
0
4,7
0
3.529
3.339
3.155
2.975
2.801
2.633
- Nhiệt độ dầu tại RP-3 là 55 - 57oС và trên CTP-2 là
27oС;
10
20
30
40
50
5,2
6,4
190
374
554
728
896
- Lưu lượng chất lỏng trong ống là 3.500 - 3.700m3/
ngày đêm;
9,0
12,0
17,1
- Hàm lượng nước trong dầu khoảng 2 - 2,5% thể
tích;
- Nhiệt độ nước biển ở vùng cận đáy xung quanh
đường ống 25 - 28oС;
- Tổng lượng condensate đưa sang RP-3 khoảng
250 - 300m3/ngày đêm, trong đó condensate ổn định là
80 - 130m3/ngày đêm, không ổn định là 150 - 175m3/ngày
đêm;
- Nhiệt độ đông đặc của dầu RP-3 lên đến CTP-2 dao
động ở mức 15 - 17oС.
Sơ đồ vận chuyển dầu RP-3 mỏ Rồng theo đường
ống bọc cách nhiệt được trình bày trong Hình 7 và động
thái làm việc của đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM
(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 được trình bày ở Hình 8.
Hình 7. Lắng đọng paraffin, RP-1 →PLEM(FSO-3)
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
49
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
FSO -1
Ba Vi
Dầu thô
C P P -2
condensate
BТ-7
Dầu thô
condensate
FSO-4
VSP-01
RC-1
(RB) C P P-3
PLEM FSO -3
Dầu thô và condensate
RP -1
RP -2
condensate
Dầu thô và condensate
RP -3
Hình 8. Sơ đồ vận chuyển dầu mỏ Rồng RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 →PLEM FSO-3 →CTP-2
Kết quả cho thấy vận chuyển dầu RP-3 theo tuyến
40
36
32
28
24
20
16
12
8
8000
7300
6600
5900
5200
4500
3800
3100
2400
1700
1000
đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3
→ CTP-2 không làm giảm tốc độ lắng đọng paraffin trong
ống. Sau khoảng 30 ngày vận hành, tổn thất áp suất vận
chuyển dầu trong đường ống đã tăng từ 5 - 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. Kết quả mô hình hóa tính
toán tổn thất thủy lực xác định lượng lắng đọng paraffin
trong đường ống dẫn dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3
→ CTP-2 (Bảng 4). Lưu lượng bơm dầu trong tính toán mô
phỏng là 3.150m3/ngày đêm.
Tổn hao áp suất
Lưu lượng chất lỏng
4
РбRP1
0
27- 1- 6- 11- 16- 21- 26- 1- 6- 11- 16- 21- 26- 31- 5- 10- 15- 20- 25- 30- 4-
T5 T6 T6 T6 T6 T6 T6 T7 T7 T7 T7 T7 T7 T7 T8 T8 T8 T8 T8 T8 T9
Hình 9. Động thái làm việc của đường ống bọc cách nhiệt RP-3 →PLEM FSO-3) →
CTP-3 →CTP-2 trong vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ
Bảng 4. Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống bọc cách nhiệt
RP-3 →PLEM(FSO-3) →CTP-3
Kết quả cho thấy rằng: nếu tổn thất áp suất khi vận
chuyển dầu đạt tới 10at, có nghĩa là trong đường ống đã
hình thành lớp lắng đọng dày 30mm và lượng lắng đọng
paraffin mềm đạt đến 1.070m3.
Chiều dày
lắng đọng
(mm)
0
Tổn hao
áp suất
(at)
Thể tích lớp
paraffin
(m3)
Thể tích
ống còn lại
(m3)
4,6
4,9
0
193
3.370
3.170
5
Để tẩy rửa lớp lắng đọng paraffin này, đường ống đã
được tẩy rửa bằng cách bơm thêm một lượng nước biển
nhằm tăng vận tốc dòng chảy trong ống. Hình 8 cho thấy,
10
20
30
5,4
7,0
9,8
380
737
1.070
2.990
2.633
2.300
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
50
PETROVIETNAM
520
480
440
400
360
320
280
240
200
160
120
80
40
36
32
28
24
20
16
12
8
Tổn hao áp suất RP-3 -CTP-2
Tổng lưu lượng bơmrửa (dầu+nước)
Lưu lượng nước bơmthêm
Tổng lưu lượng chất lỏng bơm rửa lần 1
Tổng lưu lượng chất lỏng bơm rửa lần 2
Lưu lượng nước bơm rửa lần 2
Lưu lượng nước bơm rửa lần 1
4
40
Tổn hao áp suất khi bơm rửa lần 1
Tổn hao áp suất khi bơm rửa lần 2
0
0
1
5
9
13
17
21
25
29
33
37
41
45
Thời gian bơm rửa, giờ
Hình 10. Các thông số bơm rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 →PLEM(FSO-3) →CTP-2
sau khi bơm rửa bằng nước biển, áp suất vận chuyển dầu
trên ống đứng tại RP-3 đã giảm xuống 11at, như vậy tổn
hao áp suất trong đường ống RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-
3 → CTP-2 sau khi bơm rửa đã trở lại gần như giá trị ban đầu.
Điều này chứng tỏ phần lớn lượng paraffin lắng đọng trong
đường ống đã được đẩy ra. Quá trình bơm rửa nước biển vào
đường ống vận chuyển dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3
→ CTP-2 được mô tả trong Hình 10.
là do lưu lượng dòng dầu trong đường ống tăng lên đến
4.500m3/ngày đêm. Tốc độ dòng chất lỏng trong đường ống
đạt 0,8 - 1m/s, tốc độ tối ưu cho việc tẩy rửa các lớp lắng đọng
paraffin mềm trong đường ống dẫn dầu. Như vậy, sử dụng
đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 →
CTP-2 đã thực hiện được liên tục quá trình vận chuyển dầu
từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ với việc sử dụng condensate
hàm lượng khoảng 7% và định kỳ tẩy rửa lắng đọng paraffin
bằng cách bơm thêm nước biển vào đường ống.
Hình 9 mô tả các thông số hai lần rửa đường ống vận
chuyển dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2, mỗi
lần cách nhau hơn 30 ngày. Kết quả cho thấy, dùng nước
biển rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3)
→ CTP-3 → CTP-2 hiệu quả hơn hẳn đường ống không bọc
cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-3
→ CTP-2. Khi bắt đầu tiến hành bơm nước, áp suất tại ống
đứng trên RP-3 đạt đến 37at, tổng lưu lượng dầu và nước
chỉ đạt khoảng 200 - 220m3/giờ. Sau 24 giờ bơm rửa, lưu
lượng dầu và nước trong ống đã đạt mức 300 - 320m3/giờ,
trong khi áp suất tại ống đứng RP-3 lại giảm từ 37at xuống
còn 32at. Như vậy, khả năng tẩy rửa lớp lắng đọng paraffin
trong đường ống bọc cách nhiệt hơn hẳn đường ống không
bọc cách nhiệt, có thể do đường ống không bọc cách nhiệt
có quá nhiều cấp đường kính khác nhau và nhiều đoạn ống
đứng (8 đoạn), trong khi đường ống bọc cách nhiệt đoạn
RP-3 → PLEM(FSO-3) đường kính 325mm còn đoạn sau
PLEM(FSO-3) → CTP-3 đường kính 426mm và hai đoạn ống
đứng. Sau khi rửa bằng nước biển lần thứ 2, tổn thất áp suất
vận chuyển dầu trong ống RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 →
CTP-2 tăng lên đến 11 - 12at sau đó ổn định. Nguyên nhân
4. Kết luận
Dầu khai thác ở các mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng của
Vietsovpetro là loại dầu nhiều paraffin, có độ nhớt và
nhiệt độ đông đặc cao so với nhiệt độ môi trường bên
ngoài. Thu gom và vận chuyển dầu này bằng đường ống
ngầm dưới đáy biển sẽ gặp rất nhiều khó khăn do vấn đề
lắng đọng paraffin.
Xử lý dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ đã tách khí bằng
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc sẽ làm tăng tính lưu biến
của dầu, có thể đảm bảo an toàn khả năng vận chuyển dầu
bằng đường ống ngầm dưới biển từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ
Rồng và hạn chế hiện tượng lắng đọng paraffin trong ống.
Nhiệt độ xử lý dầu đã tách khí bằng hóa phẩm đạt hiệu quả
cao ở nhiệt độ không nhỏ hơn 65oС (lớn hơn nhiệt độ bắt
đầu kết tinh của paraffin khoảng 5 - 10oС).
Sử dụng condensate hàm lượng 7 - 10% sẽ làm giảm
đáng kể nhiệt độ đông đặc và độ nhớt của dầu RP-3 mỏ
Rồng, có thể đảm bảo khả năng vận chuyển dầu mỏ Rồng
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
51
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
từ RP-3 sang mỏ Bạch Hổ bằng đường ống bọc cách nhiệt.
Tuy nhiên, vận chuyển dầu nhiều paraffin từ mỏ Rồng
sang mỏ Bạch Hổ bằng đường ống bọc cách nhiệt hoặc
không bọc cách nhiệt đều có vấn đề nghiêm trọng do
lắng đọng paraffin mềm trong ống. Nguyên nhân do:
Tài liệu tham khảo
1. G.P.Van Engelen, C.L.Kaul, B.Vos, H.P.Aranha. Study
of flow improvers for transportation of Bombay High crude
oil through submarine pipelines. Journal of Petroleum
Technology. 1981; 33(12): p. 2539 - 2544.
- Xử lý dầu bằng cách bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ
đông đặc vào dòng hỗn hợp dầu khí của giếng đạt hiệu
quả không cao bằng xử lý dầu đã tách khí, thời gian phục
hồi cấu trúc của dầu nhanh;
2. Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le
Dinh Hoe, V.P.Vygovskoy. The problem in transportation
of high waxy crude oils through submarine pipeline at
JV “Vietsovpetro” oil fields, offshore Vietnam. Journal of
Canadian Petroleum Technology. 2003; 42(6): p.15 - 18.
- Nhiệt độ xử lý dầu của các giếng từ tất cả các công
trình khai thác ở mỏ Rồng thấp hơn nhiều so với nhiệt độ
xử lý dầu ở mỏ Bạch Hổ.
3. Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Ha Van Bich.
Complexity and technological solution in gathering,
processing and transporting high wax crude oil of the Rong
field. Petrovietnam Review. 2000; 4: p. 16 - 21.
Sử dụng nước biển có khả năng tẩy rửa sạch paraffin
lắng đọng trong đường ống bọc cách nhiệt RP-3 →
PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2, phục hồi được công
suất vận hành đường ống ban đầu và tốt hơn nhiều so
với đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 →
PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2.
4. Nguyen Thuc Khang, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe,
Albert Akhmadeev. Increase of the efficiency and safety
of highly paraffin crude oil transportation of Vietsovpetro
offshore oilfields. Forum Proceeding 7 International
Conference, St. Petersburg. 2007: p. 184 - 186.
Lưu lượng dầu trong đường ống dẫn dầu không
thấp hơn 3.800m3/ngày đêm (vận tốc chất lỏng trong
đường ống khoảng 0,8-1,2m/s) sẽ hạn chế được lắng
đọng paraffin trong đường ống bọc cách nhiệt RP-3 →
PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2. Trong trường hợp ngược
lại, lắng đọng paraffin sẽ tăng nhanh.
5. Tong Canh Son, A.G.Akhmadeev, Le Dinh Hoe,
S.A.Ivanov. Transportation of high paraffinic oil produced in
offshore oilfield of JV “Vietsovpetro”. Oil Industry, Moscow.
2008; 6: p. 34 - 36.
Experience of high waxy crude transportation through
submarine pipeline in "Vietsovpetro" offshore oil fields
Tong Canh Son, Le Dinh Hoe
Vietsovpetro
Summary
At present, Vietsovpetro is operating a number of offshore oil fields in Vietnam, namely Bach Ho, Rong, Gau Trang
and Tho Trang. Crude oil produced from those fields has a wax content ranging between 17-29% by weight, and a
high pour point temperature of 29-36oC. Wellhead temperature of crude is very low. The transportation of crude oil
with high wax content through long-distance submarine pipelines built without thermal insulation can cause many
serious problems. The heat loss due to the sharp temperature gradient between the crude and the environment re-
sults in the crystallisation of wax in the crude, with a subsequent wax deposition on the walls of the pipeline, which
leads to reduction of the actual pipeline diameter, higher pressure drops, and the formation of gelled interlocking
structure of wax crystals in the pipeline, leading to shutdowns.
This paper will describe the characteristic complexities of Bach Ho and Rong crude oil and some experiences in gath-
ering, processing and transporting high wax crude through submarine pipeline. The safe and continuous pipeline
operation from Bach Ho to Rong and vice versa plays an important role in the operation of Vietsovpetro’s oil and gas
fields and contributes significantly to the achievement of Petrovietnam’s annual production plans.
Key words: Wax deposition, pour point temperature, viscosity, Bach Ho field.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
52
10 trang
16/04/2022
3140
Bạn đang xem tài liệu "Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều Paraffin bằng đường ống ở các mỏ dầu khí ngoài khơi của liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- kinh_nghiem_van_chuyen_dau_nhieu_paraffin_bang_duong_ong_o_c.pdf
