Đồ án Nghiên cứu giải pháp thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi mồi

RP-1=>UBN-3=>RC-1=>БТ-7=>CTP-2=>UBN-1. Sản phẩm khai thác trên RC-2 được xử lí bằng cách bơm hoá phẩm theo đường ống dẫn chuyên dùng xuống từng giếng. Hỗn hợp hoá phẩm bao gồm Sepaflux ES 3363 và Prochinor AP 1804 (tỉ lệ 70:30) với định lượng 1600g/t và hoá phẩm tách nước – 40g/t. Trừ giếng 201, do áp suất bơm hoá phẩm vào giếng quá cao (lên mức 250÷275 at), cho nên điểm bơm hoá phẩm được tạm thời dời lên trên miệng giếng. Đầu năm 2002, khi đưa giàn RP-3 vào làm việc, thì toàn bộ sản phẩm khai thác trên RC-2 được tách khí một bậc trong bình buffer của RP-3 và được bơm thẳng về UBN-3 quá cảnh qua RP-1. Qua phân tích quá trình làm việc của đường ống RP-3=>RP-1 giai đoạn sau này cho thấy rằng: Do lưu lượng bơm dầu theo đường ống thấp cho nên bên trong đường ống hình thành một lớp lắng đọng parafin dạng “mềm” hoặc là “lớp chất lỏng không dịch chuyển”, chiều dày của nó gia tăng với một nhịp độ lớn. Kết quả là đường kính hiệu dụng của ống giảm nhanh làm cho áp suất bơm dầu tăng. Để tẩy rửa các lớp lắng đọng mềm và phục hồi khả năng vận chuyển của đường ống, một lượng nước biển đã được bơm định kỳ vào đường ống RC-2=>RP-1 trong thời gian khoảng 48 giờ, trong khi đó các giếng khai thác dầu trên RC-2 vẫn tiếp tục làm việc.Công việc trên được tiến hành phù hợp với “Quy chế công nghệ bơm rửa định kỳ đường ống RC-2 => RP-1 => UBN-3 mỏ Rồng”. Thực tế cho thấy, thời gian làm việc của đường ống giữa hai đợt bơm rửa giảm dần, từ 20 ngày trước đây xuống còn 12÷10 ngày hiện nay. Điều đó chứng tỏ hiệu quả bơm rửa giảm, chiều dày lớp lắng đọng bên trong ống sau khi bơm rửa vẫn còn lớn. Hình 3.1. Thông số làm việc của đường ống RP-3 => RP-1 trong năm 2003 Vì vậy, trong tương lai để đảm bảo khả năng vận chuyển và nâng cao độ an toàn của quá trình vận chuyển cần xem xét áp dụng một số giải pháp sau đây: - Tăng định lượng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. - Áp dụng phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí, bằng cách lắp đặt thêm máy nén khí để nén khí tách ra trong bình buffer trên RP-3 và đưa nó vào đường ống sau máy bơm dầu NPS. Khi đó áp suất khí nén không được nhỏ hơn áp suất của chất lỏng sau máy bơm. Phương án sử dụng máy bơm nhiều pha cũng có thể được áp dụng trên RP-3. Hạn chế của nó so với việc sử dụng máy bơm NPS hiện nay là lượng điện năng tiêu thụ cho máy bơm nhiều pha sẽ rất lớn. - Trên RC-2 và RP-1 trang bị buồng phóng và thu nhận thoi. Từ những giải pháp đưa ra ở trên và căn cứ vào điều kiện cụ thể của XNLD “Vietsovpetro”, giải pháp có tính khả thi nhất có thể áp dụng được là tăng định lượng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. Các giải pháp khác hiện đang trong thời kỳ nghiên cứu và chưa có kết quả rõ ràng. Tất cả những giải pháp đảm bảo an toàn khả năng vận chuyển của đường ống đang được áp dụng cho đường ống RP-3=>RP-1 hiện nay, sẽ vẫn có giá trị cho đường ống mới RP-3=>RP-2. Như vậy, sau khi đưa giàn trung tâm RP-2 vào vận hành, thì dầu khai thác trên khu vực Đông nam sẽ được thu gom, tách khí, không cần tiến hành tách nước và được bơm về giàn RP-2 để xử lí. Trong trường hợp vận chuyển sản phẩm từ RP-3 về RP-2 dưới dạng hỗn hợp dầu khí thì quá trình tách khí sẽ diễn ra trên RP-2, còn việc xử lí tiếp theo có thể được thực hiện trên RP-2 hoặc về tàu chứa (UBN). 3.2. Giải pháp hợp lý để thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi 3.2.1. Tính cấp thiết trong việc thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi Chúng ta đều biết, dầu khí của Việt Nam chủ yếu được khai thác ở các mỏ ngoài khơi như mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Đại Hùng, Sư Tử Đen…Tính đến thời điểm hiện tại, lượng dầu thô khai thác được ở hai mỏ Bạch Hổ và Rồng là trên 160 triệu tấn. Hiện nay sản phẩm khai thác từ hai mỏ này đã giảm xuống, tuy nhiên khả năng làm việc của các thiết bị còn tốt. Trong vài năm qua, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam đã phát hiện và đưa vào khai thác nhiều mỏ mới như: Nam Rồng - Đồi Mồi, Cá Ngư Vàng, Tê Giác Trắng…, tuy nhiên trữ lượng dầu khí ở các mỏ này chỉ ở mức độ khiên tốn. Từ thực tế khai thác dầu ở trên thế giới cho thấy, nếu như sản phẩm khai thác hàng ngày ở một mỏ không lớn hơn 3000 Thùng/ngày thì việc kết nối hệ thống khai thác ở mỏ đó với các mỏ lớn lân cận là cách làm hiệu quả nhất. Mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi nằm ở phía Nam khu vực mỏ Rồng, cách giàn RP-1 mỏ Rồng 18 km. Hiện tại sản phẩm khai thác hàng ngày trên RP-1 khoảng 150 Thùng/ngày. Theo thiết kế thì khả năng làm việc của các thiết bị ở đây có thể xử lý được khoảng 5000 Thùng/ngày. Trong khi đó theo ước tính sản phẩm khai thác lớn nhất trong ngày ở khu vực mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi khoảng 3600 m3/ngày và nhỏ nhất là 500 m3/ngày. Xuất phát từ thực tế như vậy, nên giải pháp kết nối mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi với mỏ Rồng là cách làm mang lại hiệu quả cao. Tức là sản phẩm khai thác ở mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi sẽ được vận chuyển về mỏ Rồng để xử lý, sau đó sẽ hòa cùng với sản phẩm khai thác tại đây để vào hệ thống thu gom vận chuyển chung. Việc kết nối mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi với mỏ Rồng thành công sẽ mở ra cơ hội cho vấn đề khai thác các mỏ dầu có trữ lượng nhỏ ở khu vực thềm lục địa Việt Nam. Khi kết nối với hệ thống thu gom của mỏ Rồng thì sẽ này sinh những vấn đề phức tạp đó là hiện tượng lắng đọng parafin và cấc tạp chất trong đường ống. Bởi vì dầu ở khu vực Nam Rồng – Đồi Mồi có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt cao. Các kết quả phân tích cũng cho thấy năng lượng vỉa ở tầng móng khu vực Nam Rồng - Đồi Mồi là thấp. Chính vì vậy việc đảm an toàn để thu gom và vận chuyển sản phẩm của mỏ sẽ là vấn đề mang tính thời sự và có ý nghĩa thực tiễn cao. 3.2.2. Các phương án thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực Nam Rồng - Đồi Mồi Hiện tại trên khu vực mỏ dự kiến xây dựng hai công trình biển theo các phương án sau: - 1 giàn cố định (MSP) và 1 giàn nhẹ (BK) (phương án 1 và 2); - 2 giàn nhẹ (BK) (phương án 3). Trong khuôn khổ đồ án em chỉ xin nghiên cứu, tính toán về phương án 1 giàn cố định và 1 giàn nhẹ (phương án 1 và 2). Theo như phương án này, trên khu vực mỏ dự kiến xây dựng 01 giàn cố định (MSP) RP-4 tại điểm có giếng khoan thăm dò R-20 và R-25 và 01 giàn nhẹ (BK) RC-DM tại điểm có giếng khoan thăm dò DM-2x. Khi đó trên RC-DM sẽ khoan và lần lượt đưa vào khai thác 11 giếng (bao gồm cả hai giếng đã thăm dò). Trên RP-4 quá trình khoan cũng sẽ được tiến hành đồng thời trong khoảng thời gian tương tự, nhưng sẽ đưa vào khai thác từ năm thứ 5. Theo như kế hoạch, những giếng đầu tiên trên RC-DM sẽ được đưa vào khai thác từ năm thứ nhất và những giếng cuối cùng vào năm thứ 3 đối với phương án không bơm ép, hoặc năm thứ 4 cho phương án bơm ép duy trì áp suất vỉa. 3.2.2.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành Cho đến thời điểm đưa RP-4 vào vận hành sản phẩm khai thác trên RC-DM sẽ được vận chuyển về RP-1 hoặc RP-3 của mỏ Rồng để tách khí và sau đó bơm về tàu chứa (UBN). Sơ đồ vận chuyền sản phẩm RC-DM được trình bày theo các phương án sau: - Sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển qua RP-4 tới RP-1 để tách khí và bơm đến UBN. Để thực hiện việc này thì cần phải xây dựng các đoạn đường ống bọc cách nhiệt mới RС-DМ ->RP-4-> RP-1 với tổng chiều dài 13,5 km (hình 3.2). - Sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển qua RP-4 về RP-3 để tách khí và bơm đến UBN. Để thực hiện việc này thì cần phải xây dựng các đoạn đường ống bọc cách nhiệt mới RС-DM -> RP-4, chiều dài 3,5 km và RP-4 -> RP-3, chiều dài 16 km (hình 3.3). Tuyến đường ống đã xây dựng Đường vận chuyển hỗn hợp dầu khí Đường vận chuyển dầu UBN-3 RP-4 RC-DM RP-1 RC-2 RP-2 RP-3 Hình 3.2. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RС-DМ ->RP-4-> RP-1 UBN-3 RP-4 RC-DM RP-1 RC-2 RP-2 RP-3 Tuyến đường ống đã xây dựng Đường vận chuyển hỗn hợp dầu khí Đường vận chuyển dầu Hình 3.3. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RС-DМ ->RP-4-> RP-3 3.2.2.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành Sau khi đưa RP-4 vào vận hành, sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển về RP-4 để tách khí, sau đó ngoài được vận chuyển về RP-1 ta xét thêm khả năng vận chuyển theo các phương án sau: - Theo đường ống RP-4 -> RP-3, Ø 325*16 mm, L=16 km; - Theo đường ống RP-4 -> RP-2, Ø 325*16 mm, L=18 km; - Theo đường ống RP-4 ->UBN-3, Ø 325*16 mm, L=17 km; Sơ đồ vận chuyển sản phẩm thể hiện trên hình 3.4 RP-4 RC-DM UBN-3 RP-1 RC-2 RP-2 RP-3 Tuyến đường ống đã xây dựng Đường vận chuyển hỗn hợp dầu khí Đường vận chuyển dầu Hình 3.4. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm sau khi đưa RP-4 vào vận hành 3.2.3. Tính toán nhiệt thủy lực cho các phương án vận chuyển 3.2.3.1. Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành * Phương án thu gom và vận chuyển sản phẩm về RP-1 (hình 3.2) Do có thể kết nối với đường ống vận chuyển của khu vực Nam trung tâm Rồng (RC-5) ở khoảng cách giữa RP-1 và RP-4 (8 km đến RP-1 và 5,5 km tới RP-4), nên trong các tính toán nhiệt thuỷ nhiệt học cần phải tính đến khối lượng dầu được khai thác ở khu vực này. Ngoài ra, các tính toán nhiệt thủy lực trong vận chuyển hỗn hợp sản phẩm từ RC-DM tới RP-1 dựa trên lưu lượng vận chuyển trong một ngày đêm lớn nhất là 3902 m3/ngđ, hàm lượng nước 2,5%, và 3425 m3/ngđ với hàm lượng nước 2,9%. Để tính toán đã chấp nhận một số dữ liệu như sau: + Dầu được xử lý bằng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc với định lượng 1500 g/t. + Nhiệt độ ban đầu của dầu: 500С; + Nhiệt độ nước biển: 240С; + Đường ống: - RС-DM -> RP-4 (L = 3,5 km, Ø 325*16 mm); - RP-4 -> RP-1 (L = 13,5 km, Ø 325*16 mm); Phụ thuộc vào các phương án khai thác dầu trên các công trình ta có một số phương án vận chuyển sản phẩm từ các công trình đó về RP-1 như sau: Phương án А: Khi khai thác bằng máy bơm điện chìm, sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí (HHDK) sẽ được vận chuyển về RP-1 để tách khí và sau đó bơm về UBN; Phương án В: Khi khai thác bằng gaslift, sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển về RP-1 để tách khí và sau đó bơm về UBN; Phương án С: Khi khai thác bằng gaslift, sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng dầu bão hoà khí (DBHK) (sau khi tách khí sơ bộ bằng thiết bị UPOG, thiết bị này được lắp đặt trên RC-DM) được vận chuyển về RP-1 để tách khí và sau đó bơm về UBN; Các thông số vận chuyển theo đường ống RC-DM-> RP-1 có tính đến sản phẩm của RC-5 theo các phương án khai thác trình bày trong bảng 3.1. Bảng 3.1. Các thông số vận chuyển theo đường ống RC-DM-> RP-1 (có tính đến sản phẩm khu vực nam trung tâm Rồng RC-5) Phương án vận chuyển Thông số vận chuyển Đường ống RC-DM Với SP của RC-5 Phương án 1 – cơ sở А1 (HHKD khi khai thác bằng bơm chìm) Qlỏng, m3/ngđ Hàm lượng nước, % Qtổng SP khí , ngh. m3/ngd 2973 0 92.1 3902 2.5 112 В1 (HHKD khi khai thác bằng gaslift) Qlỏng, m3/ngđ Hàm lượng nước, % Qtổng SP khí , ngh. m3/ngd 2973 0 158.1 3902 2.5 183.0 С1 (DBHK và HHDK khi khai thác bằng gaslift), UPOG trên RC-DM Qlỏng, m3/ngđ Hàm lượng nước, % Qtổng SP khí , ngh. m3/ngd 2973 0 -- 3902 2.5 24.9 Phương án 2 – bơm ép nước А2 (HHKD khi khai thác bằng bơm chìm) Qlỏng, m3/ngđ Hàm lượng nước, % Qtổng SP khí , ngh. m3/ngd 2495 0 77.3 3425 2.9 97.2 В2 (HHKD khi khai thác bằng gaslift) Qlỏng, m3/ngđ Hàm lượng nước, % Qtổng SP khí , ngh. m3/ngd 2495 0 137.3 3425 2.9 162.2 С2 (DBHK và HHDK khi khai thác bằng gaslift), UPOG trên RC-DM Qlỏng, m3/ngđ Hàm lượng nước, % Qtổng SP khí , ngh. m3/ngd 2495 0 -- 3425 2.9 24.9 Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển nêu trên được trình bày trong bảng 3.2. Bảng 3.2. Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm RC-DM về RP-1 (cho đến khi đưa RP-4 vào làm việc) Phương án vận chuyển Thông số trên RC-DM Thông số trên RP-1 Р, Bar Т, 0С Р, Bar Т, 0С Phương án 1 – Cơ sở А1 (Bơm điện chìm) 18.9 50 5.0 36.6 В1 (gaslift) 21.4 50 5.0 36.6 С1 (gaslift, UPOG) 15.2 50 5.0 36.3 Phương án 2 – Bơm ép nước А2 (Bơm điện chìm) 17.6 50 5.0 34.0 В2 (gaslift) 19.9 50 5.0 34.0 С2 (gaslift, UPOG) 14.6 50 5.0 33.6 * Phương án thu gom và vận chuyển sản phẩm về RP-3 (hình 3.3) Theo phương án này, giai đoạn cho đến khi đưa RP-4 vào làm việc, sản phẩm khai thác trên RC-DM có thể được vận chuyển về RP-3 theo đường ống RC-DM->RP-4->RP-3 với chiều dài 19.5 km. Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm từ RC-DM đi qua RP-4 về RP-3 được trình bày trong bảng 3.3. Bảng 3.3. Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm từ RC-DM đi qua RP-4 về RP-3 (giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào làm việc). Phương án vận chuyển Thông số trên RC-DM Thông số trên RP-4 Thông số trên RP-3 Р, Bar Т, 0С Р, Bar Т, 0С Р, Bar Т, 0С Phương án 1: Qlỏng = 2973 m3/ngđ, hàm lượng nước = 0%, Qkhí = 92.1 m3/ngđ А3 (Bơm điện chìm) 17.0 50 - - 5.0 32.5 В3 (gaslift) 19.9 50 - - 5.0 32.5 С3 (gaslift, UPOG) 13.0 50 - - 5.0 32 Phương án 2: Qlỏng = 2495 m3/ngđ, hàm lượng nước = 0%, Qkhí = 77.3 m3/ngđ А4 (Bơm điện chìm) 15.3 50 - - 5.0 30.8 В4 (gaslift) 17.9 50 - - 5.0 31.0 С4 (gaslift, UPOG) 12.0 50 - - 5.0 30.5 3.2.3.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành (hình 3.4) Tính toán nhiệt thủy lực khi vận chuyển sản phẩm khai thác trên RC-DM, RP-4 có tính đến sản phẩm khu vực Nam Trung tâm Rồng (RC-5) được thực hiện theo lưu lượng chất lỏng vận chuyển lớn nhất - 4188 m3/ngđ, hàm lượng nước 5,6%, đạt được vào năm khai thác thứ 5 (theo phương án 1) và 4625 m3/ngđ với hàm lượng nước 5,6%, cũng đạt được vào năm khai thác thứ 5 (theo phương án 2). Kết quả tính toán nhiệt thủy lực khi bơm chất lỏng từ RP-4 theo các hướng khác nhau và cho các phương án khác nhau được trình bày trong bảng 3.4. Bảng 3.4. Kết quả tính toán nhiệt thủy lực khi vận chuyển sản phẩm đã tách khí từ RP-4 về RP-3, RP-2 và UBN-3 Phương án vận chuyển Thông số vận chuyển Thông số trên RP-4 Thông số tại điểm cuối Qlỏng, m3/ngđ HL nước,% Р, Bar Т, 0С P, Bar Т, 0С Phương án 1 А5 (RP-4->RP-3) 4188 5.6 9.5 45 5.0 30.0 B5 (RP-4->RP-2) 4188 5.6 9.7 45 5.0 37.6 C5 (RP-4->UBN3) 4188 5.6 10.0 45 5.0 37.0 Phương án 2 A6 (RP-4->RP-3) 4625 5.6 9.6 45 5.0 38.0 B6 (RP-4->RP-2) 4625 5.6 9.8 45 5.0 37.6 C6 (RP-4->UBN3) 4625 5.6 10.1 45 5.0 37.0 3.2.4. Kết luận và kiến nghị cho phần thu gom và vận chuyển sản phẩm Theo như kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm khai thác trên khu vực Nam Rồng và Đồi Mồi có thể đưa ra một số kết luận sau: * Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành Phương án thu gom, vận chuyển sản phẩm từ RC-DM tới các đối tượng có sẵn tại mỏ Rồng như sau: Để đảm bảo vận chuyển sản phẩm khai thác trên RС-DM về RP-1 cần thiết phải xây dựng một số đoạn đường ống bọc cách nhiệt đường kính Ø325*16 mm như sau: RС-DM->RP-4->RP-1 (L=17 km). Khi khai thác dầu bằng phương pháp gaslift thì trên RC-DM cần lắp đặt UPOG. - Để đảm bảo vận chuyển sản phẩm khai thác trên RС-DM về RP-3 cần thiết phải xây dựng một số đoạn đường ống bọc cách nhiệt đường kính Ø325*16 mm như sau: RС-DM -> RP-4-> RР-3 (L=19.5 km). Khi khai thác dầu bằng phương pháp gaslift thì trên RC-DM cần lắp đặt UPOG. Tuy nhiên, nếu tính cả khối lượng chất lỏng khai thác trên bản thân RP-3 thì công suất thiết bị lắp đặt trên công trình này không đủ để tách khí toàn bộ sản phẩm được đưa đến. Như vậy, phương án này không có tính khả thi nên không được xem xét tiếp. * Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành Sau khi đưa RP-4 và vận hành, tất cả sản phẩm khai thác trên khu vực này sẽ được thu gom về RP-4 để tách khí. Sau đó, dầu đã tách khí trên RP-4 ngoài được bơm về RP-1 xét thêm theo 3 hướng sau: - Về RP-3, như vậy cần phải xây dựng đoạn đường ống mới bọc cách nhiệt RP-4->RP-3, Ø 325*16 mm, chiều dài 16 km. Tuy nhiên, nếu tính cả khối lượng chất lỏng khai thác trên bản thân RP-3 thì công suất thiết bị lắp đặt trên công trình này không đủ để tách khí toàn bộ sản phẩm được đưa đến. Như vậy, phương án này không khả thi nên không được xem xét tiếp. - Về RP-2 để tách nước sơ bộ, cần phải xây dựng đoạn đường ống mới bọc cách nhiệt RP-4->RP-2, Ø 325*16 mm, chiều dài 18 km. - Về UBN-3, cần phải xây dựng đoạn đường ống mới bọc cách nhiệt RP-4->УБН-3, Ø 325*16mm, chiều dài 17 km. Tổn hao áp suất theo tất cả các hướng bơm đều không vượt quá 5.0 Bar. * Nhận xét: Qua quá trình phân tích và tính toán ở trên ta thấy, trong giai đoạn đầu của mỏ khi xây dựng một tuyến ống chúng ta cần phải xét kĩ về tính kinh tế cũng như tính khả thi của nó. Theo sơ đồ cho thấy khoảng cách từ RC-DM tới RP-1 là khoảng cách ngắn nhất để xây dựng tuyến ống (tổng chiều dài tuyến ống là 17km) cho nên khi vận chuyển sản phẩm theo hướng này sẽ giúp tiết kiệm về chi phí đầu tư thi công, xây dựng ban đầu cũng như chi phí vận chuyển và nhân lực sau này. Nếu sử dụng phương án đưa sản phẩm về RP-3 thì công suất thiết bị được lắp đặt tại đây không đủ để tách khí toàn bộ sản phẩm được đưa tới, cho nên phương án này đưa ra là không khả thi. Trong giai đoạn tiếp theo, khi mà đưa RP-4 vào hoạt động, ta sẽ vẫn lựa chọn tuyến ống vận chuyển về RP-1 vì lúc này nên tận dụng tuyến ống đã xây dựng để vận chuyển sản phẩm, không nên xây dựng thêm tuyến ống mới sẽ không có tính kinh tế mà hiệu quả vận chuyển cũng không hơn được là bao. Ở giai đoạn này ta nên nâng cấp, bảo dưỡng tuyến ống đồng thời áp dụng các phương pháp giúp tăng khả năng vận chuyển trong đường ống sẽ mang lại hiệu quả cao. Căn cứ vào các số liệu tính toán và lý do đưa ra ở trên ta thấy rằng việc lựa chọn phương án đưa sản phẩm từ RC-DM về RP-1 (giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành) và từ RC-DM àRP-4àRP-1 (giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành) là phù hợp hơn cả. Kết quả tính toán cũng cho thấy các thông số là phù hợp để đảm bảo vận chuyển an toàn sản phẩm ở khu vực mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi. CHƯƠNG 4 CÁC SỰ CỐ THƯỜNG GẶP TRONG QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ VÀ BIỆN PHÁP KHẮC PHỤC Trong quá trình phát triển của mỏ, yêu cầu khối lượng, thành phần chất lưu cần chuyền tải sẽ có sự thay đổi nhất định. Ở giai đoạn đầu, giai đoạn gia tăng, nhu cầu vận chuyển dầu sẽ tăng dần. Tới giai đoạn ổn định, lượng dầu đạt giá trị cao nhất, đồng thời lượng nước vỉa khai thác và nước bơm ép cũng bắt đầu ra tăng. Trong các giai đoạn cuối, khi bắt đầu suy giảm thì khối lượng vận chuyển chủ yếu là nước. Nói chung với các mỏ dầu, nhu cầu vận chuyển tất cả các chất lưu: dầu, nước, khí đồng hành gia tăng theo thời gian phát triển. Đối với các mỏ khí nhu cầu vận chuyển ít thay đổi. Khả năng vận chuyển của ống thay đổi theo thời gian do các nguyên nhân khác nhau : - Đường kính trong của ống bị giảm và tình trạng bề mặt thay đổi dẫn đến sự gia tăng sức kháng thủy lực. Khi vận chuyển, chất lưu kéo theo các vật chất cơ học từ vỉa vào giếng như: bùn, cát, sét … Khi tốc độ giảm sẽ lắng xuống thành ống hình thành nên các lớp, nhiều khi rất khó phá hủy. Với dầu có nhiều Parafin, gặp điều kiện nhiệt độ không thuận lợi sẽ đông đặc, kết tinh và bám vào vách ống. Tương tự khi vận chuyển nước vỉa hoặc dầu ngậm nước thì các lớp kết tinh sẽ là muối, đồng thời nước thúc đẩy hình thành các lớp oxit trên thành ống. Các lớp kết tủa làm giảm đường kính trong của ống và làm cho tình trạng ống thay đổi, độ nhám tăng lên. - Độ bền của đường ống cũng giảm theo thời gian sử dụng do chịu lực cơ học lâu dài và do tiếp xúc với môi trường. Khi tiếp xúc với môi trường, phần lớn các ống dẫn chất lỏng bị han gỉ, ngoài ra còn chịu sự mài mòn, xói mòn do dòng chảy của hỗn hợp lỏng rắn làm cho bề dày bị giảm. Trong thời gian làm việc dài, ống chịu các tải trọng cơ học, đặc biệt là các xung áp lực khi vận chuyển dầu khí có hàm lượng trung bình đến cao, sẽ dẫn đến hiện tượng mỏi của vật liệu và sức chịu tải sẽ giảm. - Khả năng vận chuyển có thể bị giảm do sự tắc nghẽn tạm thời làm gián đoạn sự chuyển động. Điển hình là sự xuất hiện các nút chất lỏng, các nút hydrat trong ống dẫn khí và các đệm khí trong các ỗng dẫn hỗn hợp khí lỏng. Để đảm bảo quá trình sản xuất bình thường, tiết kiệm kim loại và năng lượng chúng ta cần phải hiểu rõ nguyên nhân và biết cách lựa chọn các giải pháp cần thiết để ngăn ngừa sự lắng đọng, kết tinh, bám dính, sự tạo nút, sự hình thành các va đập áp suất trong đường ống và sự ăn mòn, han rỉ trong đường ống. Dầu ở nước ta là loại dầu nhiều parafin và có nhiệt độ kết tinh tương đối cao từ 28-330C, khí hậu nhiệt đới nóng ẩm, khai thác ngoài khơi, hệ thống thu gom ở các mỏ và các giàn nhẹ là hệ thống kín, khí được khai thác xa bờ, được vận chuyển theo dòng 2 pha rất xa cho nên vấn đề nêu ra là hết sức thiết thực. Vì vậy mà ta cần phải đưa ra các giải pháp để làm tăng khả năng lưu thông của đường ống. 4.1. Lắng đọng parafin Parafin là một hỗn hợp hydrocacbon phức tạp, thành phần chủ yếu là hydrocacbon ở thể rắn, hợp chất từ C17 đến C100 thường là mạch no. Tỷ trọng thường từ 0.86 – 0.94. Theo tính chất vật lý chia làm 2 nhóm: Nhóm từ C17 đến C35 gọi là parafin. Nhóm lớn hơn C35 gọi là xeregin. Parafin bị mất tính lưu biến tạo thành thể rắn ở nhiệt độ từ 25-350C. Khi bắt đầu kết tinh hoặc mất tính linh động sẽ gây khó khăn cho việc vận chuyển, làm tăng tổn hao áp suất và nhiều khi không vận chuyển được. Nguyên nhân gây kết tinh, lắng đọng parafin: Do bề mặt trong của ống (độ nhám của ống). Do khả năng hòa tan parafin trong dầu kém. Do nhiệt độ kết tinh của parafin cao. Do hàm lượng parafin trong dầu cao. Do tốc độ giảm áp lớn. Do tốc độ dòng chảy thấp. * Các biện pháp khắc phục khi vận chuyển dầu nhiều parafin Hiện nay đã có rất nhiều giải pháp mà việc lựa chọn phụ thuộc vào điều kiện cụ thể của từng mỏ, từng khu vực. Các giải pháp truyền thống có thể là: + Duy trì áp suất vận chuyển cao (10 - 15at) trên tuyến ống thu gom để hạn chế viêc tách khí và vận tốc chảy cao để gây động lực ngăn cản sự lắng đọng. + Giải pháp gia nhiệt là một trong những biện pháp được dùng phổ biến, còn gọi là biện pháp vận chuyển dầu nóng. Nguyên tắc là duy trì dầu ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc của parafin. + Vận chuyển dầu cùng khí hoặc nước. + Giảm độ nhám và khả năng bám dính của ống. + Pha loãng dầu, đây là giải pháp làm giảm độ nhớt, giảm tổn hao áp suất, tăng tốc độ vận chuyển và giảm nồng độ parafin. + Sử dụng hóa chất, trước hết là các hóa chất bề mặt, ngăn ngừa sự hình thành nhũ tương dầu, thành ống sẽ tiếp xúc với nước chứ không tiếp xúc với dầu, giảm khả năng bám dính. Đồng thời hóa chất hấp phụ trên bề mặt các tinh thể, làm chậm hoặc cản hoàn toàn sự tăng trưởng của chúng, hạn chế sự lắng đọng. Ở các nước phương Tây, các hóa chất được chia ra làm 2 nhóm là bôi trơn và phân tán. Loại thứ nhất có khả năng tạo một lớp màng mỏng trên bề mặt thiết bị ngăn cản sự lắng đọng, loại thứ hai ngăn cản sự liên kết của các tinh thể parafin làm cho chúng ở trạng thái phân tán trong suốt quá trình vận chuyển. Ở nước ta các hóa chất thường được sử dụng có tên thương phẩm Sepaflux, Paraven, Sellowim … với hàm lượng từ 0,01-0,05% có tác dụng hạ thấp nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến (400 - 10000g/tấn dầu). + Sử dụng các giải pháp hỗn hợp: nhiệt - hóa, nhiệt - từ. Căn cứ vào áp suất của hệ thống thu gom, các giải pháp có thể khác nhau về nguyên tắc cho hệ thống hở và hệ thống kín. * Trong hệ thống thu gom hở : Các giải pháp có thể là: + Pha loãng dầu nhằm cải thiện tính lưu biến. Ta có thể dung các dung môi gốc Hydrocacbon ít parafin, có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp. Sau khi pha loãng nồng độ parafin sẽ giảm. Đồng thời trong dung môi có chứa một hàm lượng nhựa nhất định, nó đóng vai trò ức chế quá trình hình thành mạng tinh thể parafin. Các dung môi có thể sử dụng bao gồm dầu thô ít parafin, condensat thu hồi từ khí dầu, các sản phẩm trưng cất dầu mỏ (xăng, dầu hỏa, dầu diezen), các dẫn xuất : tetraclorua, cloruacacbon, các hydrocacbon thơm: benzen, toluene …. Giải pháp này có giá trị kinh tế với điều kiện có sẵn các dung môi tự nhiên ở những nơi có nhiều mỏ tập trung, khai thác nhiều loại dầu khác nhau thì việc sử dụng mới thuận tiện. Ngoài ra, mỏ gần các nhà máy chế biến dầu cũng có được tính khả thi. Tại các giàn cố định ở nước ta, tuy là hệ thống thu gom hở, song không có điều kiện ứng dụng giải pháp này vì hàm lượng dung môi yêu cầu tương đối cao, trên dưới 10%. + Giải pháp nhiệt và nhiệt từ. Là một giải pháp được sử dụng rất phổ biến nhất là tại các vùng có nhiệt độ thấp. Trên tuyến ống ta bố trí các trạm gia nhiệt mà phổ biến nhất là các nồi hơi. Việc gia nhiệt chi có hiệu quả khi tuyến ống được bọc cách nhiệt hoặc được chôn trong đất. Dầu sau khi được gia nhiệt vận chuyển theo ống có lớp bọc cách nhiệt sẽ đảm bảo giữ nhiệt tốt. Tuy nhiên giải pháp này cũng tốn kém và không hiện thực khi khai thác ở ngoài biển. Một giải pháp khác là xử lý nhiệt thuần túy, ta nung dầu đến nhiệt độ nóng chảy hết parafin, sau đó để nguội, thực hiện quá trình tái