Research on pipeline and flow assurance solutions of oil and gas transportation from Diamond WHP to FPSO Ruby II
Journal of Mining and Earth Sciences Vol. 62, Issue 2 (2021), 65 - 78
65
Research on pipeline and flow assurance solutions of
oil and gas transportation from Diamond WHP to FPSO
Ruby II
Thinh Van Nguyen 1,*, Chinh Duc Nguyen 2, Truong Hung Trieu 1
1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam
2 Petro Vietnam Exploration Production Corporation, Vietnam
ARTICLE INFO
ABSTRACT
Article history:
In offshore production of oil and gas, transporting products by subsea
pipeline always has potential risks affecting the efficiency of the
transportation process. For the Diamond oilfield, the process of
gathering products and transportation is carried out according to a
closedschemein which the exploited products are preliminarilytreated.
The separated oil is transported to FPSO Ruby - II while the separated
gas passed through the air compressor to increase pressure and then
used for gaslift production. In fact, the oil produced at the Diamond
oilfield has a high paraffin content, which causes difficulties during
transportation. Therefore, the study on flow assurance to ensure the
transportation of oil and gas from the Diamond oilfield to the FPSO
Ruby - II is imperative. This paper presents the results of the research on
flow assurance to maintain the safety of the transportation basing on
the analysis of field data and the capability of the current subsea
pipeline in comparison with the data gained from models carried out
with OLGA software. The results show that the rate of wax deposition at
normalsteady state condition is relatively low. In addition, the thickness
of wax deposition build - up is relatively small by simulation results.
However, due to low temperature of transported oil which is lower than
pour point temperature, a freeze layer will form on the surface of the
pipeline. Therefore, regular pigging is considered the most effective way
to remove wax.
Received 02nd Dec. 2020
Accepted 23rd Feb. 2021
Available online 30th Apr. 2021
Keywords:
Diamond WHP,
Flow assurance,
Wax deposition.
Copyright © 2021 Hanoi University of Mining and Geology. All rights reserved.
_____________________
*Corresponding author
E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn
DOI: 10.46326/JMES.2021.62(2).07
66
Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 62, Kỳ 2 (2021), 65 - 78
Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho tuyến ống vận
chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II
Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Nguyễn Đức Chính 2, Triệu Hùng Trường 1
1 Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam
2 Trung tâm điều khiển và khai thác vệ tinh nhỏ, Viện công nghệ vũ trụ, Việt Nam
THÔNG TIN BÀI BÁO
TÓM TẮT
Quá trình:
Trong hoạt động khai thác dầu khí trên biển, vận chuyển sản phẩm bằng
đường ống ngầm luôn tiềm ẩn những nguy cơ gây ảnh hưởng đến hiệu quả
của quá trình vận chuyển. Đối với mỏ dầu khí Diamond, quá trình thu gom
và vận chuyển sản phẩm được thực hiện theo sơ đồ thu gom kín, tức là sản
phẩm khai thác được xử lý tách pha sơ bộ. Dầu sau khi tách khí sơ bộ được
vận chyển ra tàu chứa FPSO Ruby - II. Khí sau khi tách được đưa qua máy
nén khí để tăng áp suất và sử dụng cho hoạt động khai thác gaslift của mỏ.
Thực tếcho thấy, dầu đượckhai tháctại mỏDiamondcó hàm lượngparaffin
cao. Do vậy, khi vận chuyển loại dầu này thường kèm theo những phức tạp
nảy sinh, gây ảnh hưởng đến hiệu quả của quá trình vận chuyển. Do vậy, cần
phải có các nghiên cứu về đảm bảo chế độ dòng chảy để vận chuyển dầu an
toàn từ mỏ Diamond ra tàu chứa FPSO Ruy - II. Bài báo trình bày các kết quả
nghiên cứu để đảm bảo quá trình vận chuyển sản phẩm được an toàn, hiệu
quả thông qua việc phân tích các số liệu thực tế và hiệu quả làm việc của
đường ống hiện thời tại mỏ và các số liệu thu được từ mô hình hóa dựa trên
phần mềm chuyên dụng OLGA. Kết quả nghiên cứu chỉ ra rằng, tỷ lệ hình
thành wax ở điều kiện ổn định bình thường là tương đối thấp. Độ dày của
lớp wax được tạo ra là tương đối nhỏ theo kết quả mô phỏng. Tuy nhiên, do
nhiệt độ dầu vận chuyển thấp hơn nhiệt độ đông đặc, do đó một lớp wax sẽ
hình thành và bám lên bề mặt của đường ống.
Nhận bài 02/12/2020
Chấp nhận 23/02/2021
Đăng online 30/4/2021
Từ khóa:
Bảo đảm dòng chảy,
Giàn Diamond,
Lắng đọng Wax.
© 2021 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm.
1. Tổng quan về mỏ Diamond và đặc tính chất
lưu
Tàu155 kmvềphía đông, độsâunước biển là 41,8
m (Hình 1). Hiện nay, tại mỏ Diamond đang khai
tháccácgiếng 1PS,1PL, 2PS,2PL, 3P, 4Pvà 5P. Sản
phẩm khai thác tại mỏ Diamond được xử lý qua
thiết bị tách pha sơ bộ để tách thành 2 pha riêng
biệt (pha khí và pha lỏng). Dầu sau khi tách khí sơ
bộ được vận chuyển ra tàu chứa FPSO Ruby - II
thông qua đường ống ngầm dưới đáy biển với
chiều dài 18 km. Khí sau khi tách được đưa qua
Mỏ Diamond thuộc Lô 01&02, nằm cách mỏ
Ruby gần 18 km về phía bắc và cách cảng Vũng
_____________________
*Tác giả liên hệ
E-mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn
DOI: 10.46326/JMES.2021.62(2).07
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
67
máy nén khí để tăng áp suất và sử dụng cho hoạt
động khai thácgaslift,phần khí dư sẽđượcchuyển
sang tàu FPSO Ruby - II. Về cơ bản, dầu được khai
tháctại mỏ Diamond có hàmlượng paraffin caovà
thay đổi trong phạm vi rộng (19÷27%). Nhìn
chung, khi vận chuyển loại dầu này thường kèm
theo những phức tạp nảy sinh, gây ảnh hưởng đến
hiệu quả của quá trình vận chuyển (Từ Thành
Nghĩa và nnk., 2015; Phung Dinh Thuc và nnk.,
2003). Do đó, vấn đề bảo đảm dòng chảy là nội
dung nghiên cứu quan trọng giúp cho quá trình
vận chuyển được an toàn (Ove Bratland, 2013).
Kết quả phân tích dầu tại mỏ Diamond cho thấy,
nhiệt độ nóng chảy của paraffin thayđổi 55÷610C.
Nhiệt độ bão hòa paraffin của dầu ở áp suất vỉa
thay đổi 49÷560C, ở áp suất khí quyển giá trị này
nằmtrong khoảng 55÷600C,nhiệt độ đông đặccủa
dầu là 32÷360C. Kết quả nghiên cứu cho thấy, dầu
tại mỏ Diamond thuộc loại dầu nặng, hàm lượng
paraffin và nhiệt độ đông đặc cao. Nhiều nghiên
cứu cho thấy, vận chuyển dầu có hàm lượng
paraffin và nhiệt độ đông đặc cao thường gây ra
các yếu tố gây bất lợi cho quá trình vận chuyển
bằng đường ống ngầm, làm tăng quá trình hình
thành wax bám dính trên thành ống (Hyun Su Lee,
2008; Aiyejna và nnk., 2011; Burger và nnk.,
1981).Dựa trên các số liệu nghiên cứu về dầu thô
tại mỏ Diamond (PVEP, 2018; 2019), đặc tích cơ
bản của dầu Diamon được tổng hợp trong các
Bảng 1÷3. Các đặc tính wax của mẫu hỗn hợp dầu
Diamond được trình bày trong Bảng 4.
Bảng 1. Đặc tính cơ bản của dầu tách khí tại mỏ Diamond.
Hình 1. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm tại mỏ Ruby.
Thông số kiểm tra
Đơn vị
Giá trị
Nhiệt độ đông đặc
Khối lượng riêng
Tỷ trọng API
0C
g/ml
API
36
0,8557
33,78
0,408
Tổng độ axit
mgKOH/g
68
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Bảng 2. Thành phần của hỗn hợp dầu tại Diamond.
Mẫu dầu tách khí từ giàn Diamond
Thành phần
Hàm lượng Mol (%)
0,000
0,000
0,013
0,022
0,071
0,005
0,165
0,270
1,363
0,475
0,181
0,534
2,968
1,866
0,650
5,903
0,221
1,133
0,448
5,949
0,559
5,647
5,550
4,898
5,290
4,316
5,234
3,181
2,798
3,902
2,774
2,331
2,176
2,071
2,106
1,815
1,799
1,838
1,800
1,733
1,689
1,378
1,117
0,980
0,896
0,736
0,682
8,465
100,000
Trọng lượng (%)
Methane
0,000
0,000
0,002
0,005
0,016
0,002
0,046
0,076
0,457
0,155
0,055
0,175
1,156
0,712
0,233
2,621
0,091
0,467
0,185
2,965
0,261
3,123
3,171
3,065
3,598
3,187
4,190
2,745
2,577
3,807
2,835
2,491
2,461
2,455
2,603
2,334
2,412
2,564
2,616
2,613
2,638
2,228
1,867
1,692
1,595
1,349
1,288
22,814
100,000
693
Ethane
Propane
i-Butane
n-Butane
neo-Pentane
i-Pentane
n-Pentane
Hexanes
Me-Cyclo-pentane
Benzene
Cyclo-hexane
Heptanes
Me-Cyclo-hexane
Toluene
Octanes
Ethyl-benzene
Meta/Para-xylene
Ortho-xylene
Nonanes
1,2,4-Tri-Me-benzene
Decanes
Undecanes
Dodecanes
Tridecanes
Tetradecanes
Pentadecanes
Hexadecanes
Heptadecanes
Octadecanes
Nonadecanes
Eicosanes
Heneicosanes
Docosanes
Tricosanes
Tetracosanes
Pentacosanes
Hexacosanes
Heptacosanes
Octacosanes
Nonacosanes
Triacontanes
Hentriacontanes
Dotriacontanes
Tritriacontanes
Tetratriacontanes
Pentatriacontanes
Hexatriacontanes plus
Tổng :
C36+ Trọng lượng phân tử (g/mol)
C36+ T Trọng lượng riêng ở 60ºF (g/cm3)
0.9445
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Bảng 3. Thành phần của hỗn hợp khí tại Diamond.
69
Loại mẫu
Thành phần
Methane
Ethane
Propane
Iso - Butane
N - Butane
Neo - Pentane
Iso - Pentane
N - Pentane
Hexanes
Heptanes
Octanes
Nonanes
C10
C11
C12+
Nitrogen
CO2
Tách áp suất cao
Mol (%)
80,9414
9,7609
4,8226
0,9999
1,4381
0,0061
0,3893
0,3696
0,2958
0,2709
0,2293
0,0905
0,0338
0,0088
0,0045
0,204
Tách áp suất thấp
Mol (%)
63,6135
10,6565
11,1438
2,5718
4,3446
0,0106
1,3219
1,3127
1,1149
1,0825
0,8616
0,3543
0,14
Hỗn Hợp khí
Mol (%)
78,8901
9,9478
5,5393
1,1758
1,7344
0,0066
0,4858
0,4644
0,3876
0,3602
0,2695
0,0983
0,0889
0,0648
0,0082
0,2331
0,2455
116,5
0,0208
0,0013
0,4064
1,0428
112,1
0,1346
112,7
0,7034
C7+ MW
C7+ density
0,7028
0,7073
Bảng 4. Đặc tính wax của hỗn hợp dầu tại mỏ Diamond.
Thông số kiểm tra
Đơn vị
% KL
oC
Giá trị
19,82
59,27
69,78
0,25
Hàm lượng Wax
Nhiệt độ xuất hiện Wax
Nhiệt độ hòa tan Wax
Hàm lượng Asphaltene
oC
% KL
Bảng 6. Dữ liệu đoạn ống đứng nối lên tàu
Bảng 5. Các thông số của đường ống
FPSO Ruby - II.
Thông số
Đơn vị
Km
mm
mm
mm
Giá trị
17,875
10
253
0,05
Thông số
Đường kính ngoài
Độ dày
Đơn vị Giá trị
mm
mm
Chiều dài
Độ dày
273
10
253
0,05
0,5
Đường kính trong
Độ nhám ống
Đường kính trong
Độ nhám
mm
mm
Carbon Steel -
ISO 3183
Vật liệu làm ống
-
Độ dày lớp vỏ FBE
Độ dày lớp vỏ Neoprene
Độ dẫn nhiệt FBE
mm
mm
W/m.K
12,7
0,26
Độ dẫn nhiệt của đường
ống
W/m.K
54
Độ dày bê tông
Độ dẫn nhiệt của bê tông
mm
W/m.K
55
1,8
Độ dẫn nhiệt Neoprene
W/m.K
0,24
2. Mô hình hóa và đề xuất giải pháp đảm bảo
chế độ dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển
hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond về tàu
FPSO Ruby-II
Tuyến ống vận chuyển sản phẩm từ giàn
Diamond về tàu FPSO Ruby - II có tổng chiều dài
18 km được đặt trên nền cát của đáy biển, chiều
sâu của nước biển khu vực này trung bình 41,8 m.
70
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Hình 2. Hình dạng tuyến ống từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II.(đoạn dưới đáy biển).
Hình 3. Hình dạng tuyến ống đứng nối lên tàu FPSO Ruby - II. (đoạn từ đáy biển nối lên tàu).
Trên cơ sở các số liệu khảo sát địa hình tuyến
thác thấp nhất và không có khí (trường hợp 3),
mứcđộdaođộng của chất lỏng hầu như không xảy
ra (Hình 4). Tương tự đối với sự biến thiên của
tổng lượng chất lỏng trong đường ống cho các
trường hợp nghiên cứu thể hiện trong Hình 5.
Do dòng chảy không ổn định, nên lượng chất
lỏng cũng không được ổn định đối với trường hợp
nghiên cứu. Chất lỏng tồn đọng trong đường ống
cho các trường hợp nghiên cứu được thể hiện ở
Hình 6, chúng phụ thuộc vào tỷ số khí dầu (GOR).
- Xác định độ biến thiên áp suất
Hình 7 thể hiện kết quả mô hình hóa của sự
biến thiên thông số áp suất tại vị trí ống đứng nối
lên tàu FPSO trong thời gian 24 giờ cho 3 trường
hợp nghiên cứu. Có thể thấy, mức độ dao động áp
suất lớn nhất xảy ra đối với trường hợp 2, nguyên
nhân là do lượng khí trong trường hợp này lớn
hơn so với các trường hợp còn lại.
đường ống từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II,
mặt cắt dọc tuyến ống nằm dưới mặt biển có dạng
như Hình 2 và đoạn ống đứng lên tàu FPSO Ruby -
II có dạng như Hình 3.
2.1. Các thông số của tuyến ống
Các thông số của tuyến ống được trình bày
trong các Bảng 5 và 6 dưới đây
Dựa trên biểu đồ dự đoán khai thác của mỏ,
nhóm tác giả sử dụng phần mềm OLGA để nghiên
cứuđảmbảodòng chảy cho03 trường hợp với các
thông số về lưu lượng được thể hiện trong Bảng 7.
- Xác định trạng thái ổn định của dòng chảy
Kết quả mô hình hóa về trạng thái ổn định
lượng chất lỏng ở FPSO Ruby-II cho thấy, mức độ
dao động chủ yếu tập trung vào trường hợp 1, 2.
Trường hợp khai thác với kịch bản lượng dầu khai
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Bảng 7. Các trường hợp nghiên cứu bảo đảm dòng chảy.
71
Trường Kịch bản khai Năm Lưu lượng Lưu lượng Lưu lượng Hàm lượng Lưu lượng Tỷ số khí
hợp
thác
dầu,
(stb/d)
2.260
771
nước,
(stb/d)
4.097
chất lỏng, nước, (%)
(stb/d)
khí,
dầu,
(MMscf/d) (scf/stb)
1
2
Tối đa
Trung bình 2023
2020
6.357
4.741
645
837
279
2.538
909
1.346
3.970
Thấp nhất/
không có khí
3
2026
313
1.808
2.122
852
1.425
-
Hình 4. Trạng thái ổn định của chất lỏng trong thời gian 12 giờ tại FPSO Ruby-II.
Hình 5. Tổng lượng chất lỏng trong đường ống trong thời gian 12 giờ.
72
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Hình 6. Chất lỏng tồn đọng dọc theo đường ống cho các trường hợp nghiên cứu.
Hình 7. Biến thiên áp suất tại ống đứng lên tàu FPSO cho 3 trường hợp nghiên cứu trong 24 giờ.
- Xác định độ biến thiên nhiệt độ
Đối với trạng thái biến thiên nhiệt độ của
3. Hiệu quả của việc sử dụng hóa phẩm giảm
nhiệt độ đông đặc của dầu
đường ống trong 3 trường hợp nghiên cứu được
thể hiện trong Hình 8. Kết quả tính toán mô phỏng
cho thấy, kể từ vị trí nửa cuối của tuyến ống, nhiệt
độ của chất lỏng đối với các trường hợp nghiên
cứu là 220C. Giá trị này gần bằng với nhiệt độ đáy
biển, dođó sản phẩm khai thác của Diamond được
vận chuyển dưới nhiệt độ đông đặc của nó (360C).
Qua các phân tích ở trên cho thấy, khả năng
xảy ra hiện tượng đông đặc của dầu trong quá
trình vận chuyển là rất cao. Vì vậy, cần phải có giải
pháp xử lý phù hợp để hạn chế vấn đề này. Căn cứ
vào điều kiện thực tế của mỏ, việc sử dụng hóa
phẩm là giải pháp hiệu quả để làm giảm nhiệt độ
đông đặc của dầu.
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
73
Hình 8. Biến thiên nhiệt độ dọc theo đường ống cho 3 trường hợp nghiên cứu.
Hình 9. Đồ thị áp suất trong trường hợp 1 với với các độ nhớt khác nhau.
74
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Hình 10. Đồ thị áp trong trường hợp 2 với các độ nhớt khác nhau.
Hình 11. Đồ thị áp suất trong trường hợp 3 với các độ nhớt khác nhau.
Các phân tích về độ nhạy và hiệu quả của hóa suất ở đoạn ống mềm DMDP - A và có thể ảnh
phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) cho thấy,
thông thường độ nhớt của dầu giảm trong khoảng
5%, 10%, 15%, 20% được so sánh với ảnh hưởng
PPD bởi các kết quả trong phòng thí nghiệm. Kết
quả nghiên cứu được chỉ ra trong các Hình 9, 10,
11 cho 3 kịch bản nghiên cứu. Việc tăng độ nhớt
của dầu dẫn đến tăng khoảng biến động của áp
hưởng đến sự ổn định của điều kiện vận hành.
Đối với trường hợp 1 (năm 2020) áp suất ở
đoạn ống mềm DMDP - A ổn định với sự thay đổi
độ nhớt trong khoảng 5%, 10%, 15% và 20%. Đối
với trường hợp 2 (năm 2023) khi giảm khai thác
dầu và GOR tăng, áp suất ở đoạn ống mềm DMDP
- A không ổn định, khi đó độ nhớt dầu tăng. Tuy
nhiên, theo mô phỏng cho thấy áp suất ở DMDP -
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
75
A vẫn trong khoảng 12÷18 bar. Đối với trường
hợp 3 (năm 2026) khi vận chuyển không có khí,
lượng dầu khai thác thấp và hàm lượng nước cao.
Sự thay đổi độ nhớt không ảnh hưởng đến giá trị
áp suất ở đoạn ống mềm DMDP - A.
5 giờ dừng đường ống nhiệt độ giảm tiệm cận với
nhiệt độ môi trường.
4.2. Khởi động lại đường ống
Áp suất khởi động đường ống được xác định
theo công thức:
4. Thảo luận kết quả nghiên cứu
4.1. Trường hợp dừng đường ống
∆P_s=(4Lσ_s)/D
(1)
Trong đó: ∆P_s- khoảng tăng áp suất khởi
động (Pa); L - chiều dài đường ống (m); _s - ứng
suất chảy của vật liệu (Pa); D - đường kính trong
của ống (m).
Kết quả tính toán về áp suất khởi động đường
ống được trình bày trong Bảng 9 và 10. Kết quả
nghiên cứu cho thấy, trong thời gian dừng đường
ống sau 24 giờ, áp suất khởi động của trường hợp
1 và 3 cao hơn trường hợp 2 (năm 2023). Áp suất
khởi động cho trường hợp 3 với sản phẩm vận
chuyển không có khí, cao hơn đáng kể, do lượng
dầu tồn đọng trong đường ống lớn.
Trường hợp dừng đường ống trong vòng 24
giờ. Van chặn ở FPSO Ruby-II giả định đóng trong
1 phút và đầugiếng Topaz giảmkhai tháctừ 100%
xuống 0% trong 1 phút. Chất lỏng được tháo đi và
gom lại ở các điểm thấp hơn. Lượng chất lỏng tích
tụ sau 24 giờ dừng đường ống cho 3 trường hợp
nghiên cứu được thể hiện trong Hình 12.
Lượng chất lỏng tích tụ trong hệ thống trong
trường hợp dừng đường ống đối với 3 trường hợp
nghiên cứu được trình bày trong Bảng 8. Đối với
đường ống không được bọc cách nhiệt, nhiệt độ
của chất lỏng giảmxuống rất nhanh(Hình13).Sau
Hình 12. Đồ thị tích tụ chất lỏng sau 24 giờ dừng đường ống cho 3 trường hợp.
76
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Hình 13. Đồ thị nhiệt độ của chất lỏng sau 24 giờ dừng đường ống.
Hình 14. Độ dày lớp wax dọc theo đường ống sau 7, 14, 21, 28, 35, 42, 49 và 56 ngày hoạt động.
Bảng 8. Thể tích chất lỏng và dầu trong đường ống.
Trường hợp
Năm
2020
2023
2026
Chất lỏng (Thùng)
3318
Dầu (Thùng)
990
1
2
3
2987
5774
572
1697
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Bảng 9. Áp suất khởi động của đường ống trong trường hợp không sử dụng PPD.
77
TH 1 (năm 2020)
Chiều Áp suất khởi
TH 2 (năm 2023)
TH 3 (năm 2026)
Thời gian
Chiều dài,
Áp suất khởi
động, bar
Chiều
Áp suất khởi
động, bar
dài, m
3149
3163
3152
động, bar
m
dài, m
4862
4995
5331
6
12
24
35
39
46
1814
1810
1815
20
22
26
54
61
77
Bảng 10. Áp suất khởi động của đường ống trong trường hợp có sử dụng PPD.
TH 1 (năm 2020) TH 2 (năm 2023) TH 3 (năm 2026)
Chiều Áp suất khởi
Thời gian
Chiều dài,
Áp suất khởi
động, bar
12,9
Chiều
Áp suất khời
động, bar
34,5
dài, m
3149
3163
3152
động, bar
m
dài, m
4862
4995
5331
6
12
24
22,4
24,6
28,7
1814
1810
1815
14,1
16,5
38,8
48,5
5. Kết luận
4.3. Kiểm soát lắng đọng wax
Áp suất vận chuyển dao động trong khoảng
13÷18 bar với các trường hợp nghiên cứu. Chất
lỏng được làm mát đến nhiệt độ đáy biển và được
vận chuyển dưới nhiệt độ đông đặc trên hầu hết
đường ống. Thời gian để chất lỏng được làm mát
đến nhiệt độ đáy biển mất khoảng 5 giờ kể từ khi
Shut - down. Tỷ lệ hình thành wax ở điều kiện ổn
định bình thường là tương đối thấp. Wax ở phần
dưới ở đoạn cuối của ống đứng dốc xuống tương
đối nhiều do đây là nơi mà nhiệt độ chất lỏng bị
làm mát đến khoảng nhiệt dễ tạo thành wax. Sau
56 ngày hoạt động, độ dày lớn nhất của wax là
khoảng 0,25 mm. Kết quả mô phỏng cũng cho
thấy, độ dày của lớp paraffin được tạo ra là tương
đối nhỏ. Tuy nhiên, do nhiệt độ dầu vận chuyển
thấp hơn nhiệt độ đông đặc, dẫn đến một lớp wax
sẽ hình thành và bám trên bề mặt của đường ống.
Khi độ dày trung bình của lớp wax xuất hiện trong
thành đường ống đạt khoảng 5 mm, sẽ tiến hành
sử dụng các phương pháp nạo vét. Đây là cách loại
bỏ paraffin hiệu quả nhất. Tần suất loại bỏ hợp lý
là 1 tháng lần.
Kết quả phân tích sự hình thành wax cho thấy
tốc độ hình thành lớp lắng đọng này ở mức độ
thấp. Sau 56 ngày hoạt động, độ dày lớp wax lắng
đọng đạt mức 0,25 mm (Hình 14). Đồng thời sự
hình thành của wax trên đoạn ống đứng dốc đạt
giá trị lớn nhất. Tổng lượng wax hình thành trong
đường ống được thể hiện ở Bảng 11. Sự hình
thành các lớp lắng đọng wax trên thành ống gây ra
những phức tạp cho quá trình vận chuyển sản
phẩm.
Bảng 11. Tổng lượng wax hình thành trong
đường ống.
Ngày
7
Thùng
0,17
0,33
0,50
0,66
0,83
1,00
1,16
1,33
Khối lương (kg)
12,81
14
21
28
35
42
49
56
25,62
38,45
51,29
64,14
77,02
89,93
102,85
Để loại bỏ lớp lắng đọng này, cần tiến hành
nạo vét đường ống từ giàn Diamond tới FPSO
Ruby-II bằng kỹ thuật phóng Pig làm sạch đường
ống (Pigging). Loại pig được sử dụng ở đây là
Foam Pig, với tần suất 1 tháng 1 lần. Trong trường
hợp này,một Pig đượcphóng ở điểmđầucủa đoạn
ống đứng trên giàn Diamond và điểm thu hồi Pig
là ở FPSO Ryby-II.
Đóng góp của tác giả
Nguyễn Văn Thịnh: xây dựng ý tưởng, bố cục
bài báo, phân tích kết quả nghiên cứu, biên tập và
hiệu đính toàn bộ bài báo (tỷ lệ đóng góp 70);
Nguyễn Đức Chính: chạy mô hình và xuất kết quả
tính toán (tỷ lệ đóng góp 25%); Triệu Hùng
Trường: cung cấp thông tin và ý kiến bổ sung cho
bài báo (tỷ lệ đóng góp 5%).
78
Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78
Tài liệu tham khảo
gelation in subsea pipeline, The University of
Michigan.
Từ Thành Nghĩa, Phạm Bá Hiển, Phạm Xuân Sơn,
Tống Cảng Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Ngô Thường
San, Nguyễn Văn Minh, Nguyễn Thúc Kháng,
(2015). Những khó khăn thách thức của
Vietsovpetro trong vận chuyển dầu nhiều
paraffin bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Tạp
chí Dầu khí số, 5/2015, trang 20 - 25.
PVEP, (2019).Analysis report -CrudeOil Samples.
PVEP, (2018). Composition analysis report - Gas
Samples
Ove Bratland, (2013). Pipe Flow - Multi - phase
Flow Assurance.
Aiyejna, A., Chakrabarti, D.P., Pilgrim, A., Sastry,
M.K.S., (2011). Wax formation in Oil Pipelines:
A critical Review. International Journal of
Multiphase Flow 37, pp 671 - 694.
Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe,
V.P. Vugovskoi, (2003). The problem in
Transportation of High Waxy Crude oils
Through Submarine Pipelines at JV
Vietsovpetro Oil Fields, Offshore Vietnam.
Journal of Canadian Petroleum Technology,
Solution for Production Optimization, Canada -
2003 (42 ) trang 15 - 18.
Burger, E.D., Perkins, T. K, Striegler, J. H, (1981).
Studies of Wax Deposition in the Trans Alaska
Pipeline. Journal of Petroleum Technology, pp
1075 - 1086.
Hyun Su Lee, (2008). Computational and
rheological study of wax deposition and
14 trang
15940
Free
Bạn đang xem tài liệu "Research on pipeline and flow assurance solutions of oil and gas transportation from Diamond WHP to FPSO Ruby II", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- research_on_pipeline_and_flow_assurance_solutions_of_oil_and.pdf
