Đang tải... (xem toàn văn)
CHƯƠNG 1 KHÁI QUÁT VỀ BẢN ĐỒ VÀ BẢN ĐỒ ĐỊA CHÍNH 1.1. KHÁI NIỆM VỀ BẢN ĐỒ 1.1.1. Định nghĩa bản đồ Bản đồ là sự biểu thị khái quát, thu nhỏ bề mặt tự nhiên của trái đất hoặc bề mặt các hành tinh khác lên mặt phẳng theo một quy luật toán học nhất định (phép chiếu bản đồ ) thông qua việc khái quát hóa và sử dụng một hệ thống kí hiệu quy ước nhằm phản ánh sự phân bố, trạng thái, những đặc điểm về số lượng và mối liên quan giữa các hiện tượng tự nhiên xã hội. “ Bản đồ là hình ảnh của thực tế địa lý được kí hiệu hóa, phản ánh các yếu tố hoặc các đặc điểm một cách có chọn lọc, là kết quả từ sự lỗ lực sáng tạo trong lựa chọn của tác giả bản đồ, và được thiết kế để sử dụng chủ yếu liên quan đến mối quan hệ không gian. Nội dung bản đồ thể hiện các hiện tượng địa lý tự nhiên, kinh tế xã hội và mối quan hệ giữa chúng. Nội dung bản đồ được biểu thị thông qua quá trình tổng quát hóa và được trình bày bằng hệ thống kí hiệu.” ( Theo Hội nghị bản đồ thế giới lần thứ 10 Barxelona, 1995). Theo A.M. Berliant: “ Bản đồ là hình ảnh ( Mô hình ) của bề mặt trái đất, các thiên thể hoặc không gian vũ trụ, được xác định về mặt toán học, thu nhỏ, và tổng quát hóa, phản ánh về các đối tượng được phân bố hoặc chiếu trên đó, trong một hệ thống kí hiệu đã được chấp nhận”. 1.1.2.Tính chất của bản đồ 1.1.2.1. Tính trực quan Bản đồ cho ta khả năng bao quát và nhận biết nhanh chóng những yếu tố chủ yếu và quan trọng nhất của nội dung bản đồ. Một trong những tính chất ưu việt nhất của bản đồ là khả năng bao quát, tạo ra mô hình trực quan của lãnh thổ, phản ánh về các đối tượng, hiện tượng được biểu thị. Qua bản đồ người sử dụng có thể tìm thấy được sự phân bố, mối quan hệ của các đối tượng và hiện tượng trên bề mặt Trái đất 1.1.2.2. Tính đo được Đây là một tính chất quan trọng của bản đồ, tính chất này có liên quan chặt chẽ tới cơ sở toán học của bản đồ. Trên bản đồ, người sử dụng có thể xác định được rất nhiều các trị số khác nhau: tọa độ, độ cao, khoảng cách, diện tích, góc, phương hướng và các trị số khác. 1.1.2.3. Tính thông tin bản đồ Đó là khả năng lưu trữ, truyền đạt cho người đọc những thông tin khác nhau về các đối tượng, hiện tượng được biểu thị trên bản đồ. Tính thông tin của bản đồ thường được thể hiện thông qua một số khái niệm về thông tin bản đồ như đơn vị thông tin, tải trọng thông tin bản đồ. 1.1.3. Phân loại bản đồ Bản đồ có thể phân loại theo tỷ lệ, theo nội dung, theo mục đích sử dụng, theo lãnh thổ, theo đặc điểm và theo một số dấu hiệu khác. Tất các các dấu hiệu đó đều đặc trưng cho bản đồ. Theo n
MỤC LỤC MỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU CHƯƠNG I .6 TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG .6 1.1 Vị trí địa lý khí hậu mỏ Đại Hùng .6 1.1.1 Vị trí địa lý 1.1.2 Khí hậu vùng mỏ 1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dị phát triển 1.3 Địa chất địa vật lý 11 1.3.1 Địa tầng 11 1.3.2 Cơ sở cấu trúc 13 1.4 Tính chất dầu thơ mỏ Đại Hùng .14 1.4.1 Tính chất hóa học chung: 15 1.4.2 Tính chất vật lý: 17 1.5 Tính chất lưu biến dầu thơ 19 1.5.1 Các thơng số ảnh hưởng đến tính lưu biến dầu thô 25 1.5.2 Tính chất lưu biến dầu thơ mỏ Đại Hùng 28 CHƯƠNG II .30 LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THƠ TRONG ĐƯỜNG ỐNG 30 2.1.Hiện tượng lắng đọng parafin 30 2.2 Cơ chế lắng đọng parafin .31 2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trình lắng đọng parafin 32 2.3.1 Nhiệt độ 32 2.3.2 Thành phần, hàm lượng parafin khí hịa tan 33 2.3.3 Tốc độ dòng chảy 33 2.4 Tốc độ lắng đọng parafin đường ống 35 2.5 Ảnh hưởng lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu 37 CHƯƠNG III 40 CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CĨ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐƠNG ĐẶC CAO 40 3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao với chất lỏng có độ nhớt thấp .40 3.2 Gia nhiệt cho dầu vận chuyển dầu nóng 41 3.3 Vận chuyển dầu xử lý nhiệt .42 3.4 Xử lý dầu hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc) 43 3.5 Vận chuyển dầu nước 45 3.6 Vận chuyển dầu bão hịa khí 46 3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách .47 3.8 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề mặt đá vỉa 48 3.8.1 Cơ chế tác dụng PPD chất trợ hấp phụ (activator) 48 3.8.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin phương pháp hấp phụ PPD .50 3.8.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa .50 3.8.4 Kết luận .52 CHƯƠNG IV 54 CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ LẮNG ĐỌNG PARAFIN TRONG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THÔ .54 4.1 Phương pháp học 54 4.2 Phương pháp nhiệt 56 4.3 Phương pháp dùng dung môi: .57 4.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng 58 CHƯƠNG V 59 TÍNH TỐN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU TỪ ĐH2 –ĐH1 59 5.1 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng .59 5.1.1 Giàn xử lý điều khiển trung tâm (giàn FPU-DH01) 59 5.1.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-DH02 .60 5.1.3 Phao CALM .61 5.1.4 Tàu chứa xuất dầu (FSO) .61 5.1.5 Hệ thống ống mềm phục vụ khai thác giếng ngầm .62 5.2 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính tốn đường ống từ ĐH2 - ĐH1 65 5.2.1 Nhiệm vụ tính tốn thủy lực .65 5.2.2 Tính tốn nhiệt 66 5.2.3 Các ngun tắc tính tốn 66 5.2.4 Các cơng thức để tính tốn thủy lực đường ống vận chuyển chất lỏng pha 67 5.2.4.2 Cơng thức tính tổn hao cục (Hc) 72 5.2.4.3 Góc nghiêng (độ dốc) thủy lực đường ống 73 5.2.4.4 Quan hệ tổn thất ma sát (Hd) lưu lượng đường ống Q 75 5.2.4.5 Phương trình tính tốn thủy lực đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí 76 5.3 Áp dụng cho cơng tác tinh tốn đường ống dẫn dầu ĐH2- ĐH1 78 5.4.Vận hành bảo trì hệ thống khai thác đường ống vận chuyển toàn mỏ Đại Hùng .82 KẾT LUẬN CHUNG 85 LỜI MỞ ĐẦU Trong giai đoạn phát triển đất nước nay, với tốc độ phát triển kinh tế q trình cơng nghiệp hóa, đại hóa đất nước, lượng nhu cầu cấp bách, mang tính sống cịn giữ vai trị quan trọng Ở nước ta cơng nghiệp dầu khí ngành cơng nghiệp mũi nhọn đóng góp đáng kể vào ngân sách nhà nước Cùng với bề dày lịch sử phát triển dầu khí Việt Nam nói chung, mỏ Đại Hùng nói riêng ghi nhận ln dẫn đầu mỏ dầu lớn Việt Nam Mỏ Đại Hùng mỏ dầu thơ khí đốt đồng hành nằm lơ số 05.1 phía Tây Bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn (thềm lục địa Việt Nam) vùng biển Đông Nam biển Đông Việt Nam Mỏ phát năm 1988 Vào năm 2006, mỏ Đại Hùng đánh giá có trữ lượng dầu khí chỗ mức 2P xác suất 50% 354,6 triệu thùng (tương đương 48,7 triệu tấn) dầu; 34,04 tỷ khối (tương đương 8,482 tỷ m³) khí 1,48 triệu thùng (tương đương 0,19 triệu tấn) condensate Năm 1999, sau Petronas Carigali Overseas (Malaysia) rút khỏi Đại Hùng, mỏ giao cho Vietsovpetro Liên doanh thành lập xí nghiệp Đại Hùng để tiến hành cơng việc khai thác Năm 2003, Zarabenzheft (Liên bang Nga) đối tác Petro Vietnam liên doanh Vietsovpetro tun bố rút lui, Tổng cơng ty dầu khí Việt Nam(Petro Vietnam) giao tiếp tục đầu tư thăm dò khai thác mỏ Đến đầu năm 2003, sản lượng khai thác mỏ Đại Hùng là: 3,327 triệu dầu, 1037 triệu m³ khí đồng hành Trong hoàn cảnh năm 2016 chứng kiến lao dốc giá dầu thô giới, giảm mạnh từ 100 USD xuống 50 USD thùng, nghiên cứu nhằm đưa giải pháp công nghệ cải tiến sản xuất tiết kiệm chi phí quan trọng Nắm bắt vấn đề nêu trên, khóa tốt nghiệp em xin phép trình bày đề tài nghiên cứu “Vận chuyển dầu có hàm lượng parafin nhiệt độ đông đặc cao từ ĐH2- ĐH1(mỏ Đại Hùng)” Trong suốt trình thực tập xây dựng đồ án em nhận hướng dẫn, bảo tận tính TS Trần Đình Kiên– trưởng mơn Khoan Khai thác – khoa Dầu khí – đại học Mỏ -Địa chất; anh Nguyễn Hải Anphòng Khoan Khai thác– Tổng cơng ty thăm dị khai thác dầu khí ( PVEP) Em xin chân thành cảm ơn thầy giáo TS Trần Đình Kiên anh Nguyễn Hải An, thầy, cô môn Khoan – Khai thác giúp đỡ em hoàn thành đồ án Trong q trình xây dựng đồ án chắn khơng tránh khỏi sơ suất kiến thức phương pháp trình bày Rất mong nhận đóng góp thầy cô bạn bè Em xin chân thành cảm ơn! CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG 1.1 Vị trí địa lý khí hậu mỏ Đại Hùng 1.1.1 Vị trí địa lý Mỏ Đại Hùng nằm Lơ 05.1a, ngồi khơi thềm lục địa phía Nam Việt Nam, thuộc bể trầm tích Nam Cơn Sơn với diện tích 530,14 km2, cách Vũng Tàu 265 km hướng Đông Nam Chiều sâu mực nước biển mỏ trung bình 110m Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng 1.1.2 Khí hậu vùng mỏ Mỏ Đại Hùng nằm đới khí hậu xích đạo, năm có hai mùa, mùa mưa từ tháng đến tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng năm sau Nhiệt độ bề mặt đáy biển xấp xỉ Vào mùa khô hang năm, nhiệt độ trung bình bề mặt từ 270C đến 280C, mùa mưa từ 290C đến 300C Tại trạm khí tượng vùng nghiên cứu tháng có nhiệt độ thấp tháng giêng với nhiệt độ 26.20C, cao tháng 5: nhiệt độ đến 30.5 0C.Ở mực nước biển, nhiệt độ vào mua khơ trung bình từ 26-27 0C, mùa mưa từ 28-290C Độ ẩm : nhìn chung khí hậu khơ ráo, độ ẩm trung bình 60% Lượng mưa: lượng mưa chủ yếu tập trung vào mùa mưa với lượng khoảng 2400mm, tháng 1-3 gần khơng có mưa, lượng mưa thấp vào tháng 2: khoảng 0.6-6.1mm, cao vào tháng 10: khoảng 400mm Gió mùa: năm có hai mùa gió chính: tháng 1-4 hướng gió Đơng Nam Nam, tháng 6-10 hướng gió Tây Tây Nam Tốc độ gió lớn vào tháng tháng (từ 3.7-4.1 m/s) Sóng : chế độ chia làm hai mùa: • Chế độ mùa mưa từ tháng đến tháng 10, hướng sóng Tây Tây Nam Ngồi cịn xuất hướng song Tây Đơng Nam • Trong tháng 11, song có chiều cao thấp 1m chiếm khoảng 23.38% tháng 12 chiếm 13% Từ tháng 11 đến tháng 1, sóng có chiều cao m chiếm khoảng 4.9% Dòng chảy : ảnh hưởng gió biển Đơng tạo nên dịng chảy đối lưu, hướng tốc độ chảy phụ thuộc vào hướng gió sức gió, ngồi ảnh hưởng yếu tố : chênh lệch khối lượng riêng nước, thủy triều địa hình đáy cấu tạo đường bờ tọa nên dòng chảy khác nhâu dịng triều dịng trơi dạt Đặc trưng dịngtriều thay đổi hướng tốc độ thủy triều, tốc độ lớn đạt 0.77m/s, thời gian lên xuống 12 Dịng trơi dạt kết hợp dịng tuần hồn khu vực dịng gió bề mặt tạo tốc độ 0.8-1.5m/s 1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dị phát triển Lịch sử tìm kiếm - thăm dị phát triển mỏ Đại Hùng chia giai đoạn: • Giai đoạn trước năm 1975 - Công ty Mobil-Shell tiến hành thu nổ địa chấn 2D khu vực với mạng lưới tuyến 2x2 km vào năm 1973-1974 - Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng BB-1X cấu tạo Đại Hùng dừng lại chiều sâu 1750m trầm tích Plioxen • Giai đoạn từ năm 1975 đến năm 1993 - Năm 1985-1986 Vietsovpetro tiến hành thu nổ 1050 km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 1x1 km cấu tạo Đại Hùng Công tác thu nổ minh giải Tổng công ty Dalmornhefchegeophsica thực - Năm 1988 Vietsovpetro tiến hành khoan giếng khoan thăm dò 05-DH-1X cấu tạo Đại Hùng Kết thử vỉa 11 tầng sản phẩm khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen cho dòng dầu với lưu lượng lớn đạt 3.088 thùng/ngày côn 64/64” Tiếp theo, năm 1989-1991 Vietsovpetro tiến hành khoan thăm dò với giếng 05-DH-2X 05-DH-3X cánh Đông cánh Tây cấu tạo Đại Hùng Kết thử vỉa giếng 05-DH-2X cho dịng dầu cơng nghiệp tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng 05-DH-3X giếng khô - Năm 1991 Vietsovpetro tiến hành khảo sát 238 km địa chấn 3D với khoảng cách tuyến 100 m Công tác thu nổ xử lý thực cơng ty GECO-PRAKLA Kết thăm dị địa chấn 3D cho thấy tầng phủ trầm tích cấu tạo Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, phạm vi chứa sản phẩm xác định 20 khối kiến tạo đánh số thứ tự từ A đến Z, khối thăm dị • Giai đoạn từ năm 1993 đến - Từ năm 1993 công ty BHPP trúng thầu trở thành Nhà điều hành đề án Đại Hùng Tháng năm 1993 BHPP tiến hành khoan thẩm lượng giếng khoan 05-DH-4X khối D, kết thử vỉa cho dòng dầu cao đạt 3.255 thùng/ngày -Từ 1993-1994 BHPP tiến hành khoan giếng khoan thẩm lượng 05-DH-5X 05-DH-7X khu vực trung tâm (khối H N), giếng 05-DH6X nằm phía Bắc (khối M) giếng 05-DH-8X khu vực phía Nam (khối B) mỏ Ngoại trừ giếng DH-6X (khối M) giếng khơ, giếng cịn lại cho dịng dầu công nghiệp với lưu lượng dầu từ 3.000 thùng/ngày đến 8.000 thùng/ngày Đồng thời thời gian BHPP tiến hành khoan giếng khai thác 05-DH-1P, 05-DH-2P 05-DH-3P khu vực Khai Thác Sớm (EPS) - Ngày 14/10/1994 BHPP hoàn thiện hệ thống thiết bị giếng khai thác, đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác với giếng 05-DH-1P, 05-DH-2P, 05-DH-3P 05-DH-4X, lưu lượng dầu tổng cộng ban đầu đạt cao 35.000 thùng/ngày Giếng 05-DH-4P đưa vào khai thác tháng 4/1995, giếng 05-DH-2P chuyển sang bơm ép nước từ tháng 7/1995 Cũng thời gian giếng khai thác nghiên cứu giếng định kỳ để xác định khả khai thác tầng sản phẩm - Năm 1997 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc công ty Petronas Carigali Vietnam (PCV) sau BHPP rút khỏi đề án Trong thời gian 1997-1999 Petronas tiếp tục trì khai thác khu vực khai thác sớm Giếng khoan khai thác bổ sung DH-5P khoan khối G đưa vào khai thác từ tháng 10/1998 với lưu lượng dầu ban đầu khoảng 3.000 thùng/ngày Hoạt động khoan thẩm lượng bổ sung giai đoạn không tiến hành - Từ 8/1999 đến 8/2003 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc Vietsovpetro Trong thời gian Vietsovpetro tiến hành khoan thêm 04 giếng thẩm lượng (DH-9X, DH-10X, DH-11X, DH-12X) 03 giếng khai thác (DH-8P, DH-9P, DH-10P) Giếng DH-9X khoan khối L, kết thử vỉa cho lưu lượng dầu 2.536 thùng/ngày từ tầng chứa cát kết Giếng DH-10X khoan khối B, kết thử vỉa cho dịng dầu với lưu lượng khơng đáng kể (425 thùng/ngày từ cát kết 258 thùng/ngày từ tầng móng) Giếng DH-11X khoan khối G với mục đích thăm dị tầng móng, kết thử vỉa khơng cho dịng dầu Giếng DH-12X khoan cánh sụt phía Đơng, kết thử vỉa cho dịng dầu với lưu lượng 6.456 thùng/ngày từ đá vôi - Các giếng khoan khai thác DH-8P, DH-9P DH-10P khoan khối K+J với mục đích khai thác dầu sau giếng DH-8P chuyển sang bơm ép nước đểduy trì áp suất vỉa cho khối K Song song với công tác khoan thẩm lượng, hoạt động khai thác tiếp tục trì khu vực khai thác sớm với 06 giếng có sẵn, giếng DH-2P giếng bơm ép nước - Ngày 31 tháng năm 2003, mỏ Đại Hùng dừng khai thác để tiến hành sửa chữa giàn FPU-DH01 đà - Tháng 9/2003 mỏ Đại Hùng bàn giao cho Công ty Thăm dị Khai thác Dầu Khí điều hành Năm 2003 Cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu Khí tiến hành khoan giếng thẩm lượng DH-14X khối A DH15X cánh sụt phía Đơng Bắc mỏ, giếng DH-14X cho lưu lượng dầu 4.400 thùng/ngày từ tầng chứa đá vôi, giếng DH-15X không tiến hành thử vỉa khơng có biểu dầu khí Hoạt động khai thác khu vực Khai Thác Sớm với 05 giếng khai thác giếng bơm ép có sẵn nối lại từ tháng 12/2004 với sản lượng khoảng 2.800 thùng/ngày - Các giếng khoan DH-7X, DH-12X, DH-8P, DH-9P, DH-10P hoàn thiện lắp đặt thiết bị khai thác lòng giếng hệ thống khai thác ngầm năm 2004 kết nối đưa vào khai thác tháng 08 11 / 2007 10 Ho = iL + ΔZ (5.24) Tác dụng độ dốc thủy lực thiết kế cơng nghệ lớn, giúp ta xác định vị trí trạm bơm kiểm tra áp suất chất lỏng chảy đường ống Độ dốc thủy lực đường ống phụ thuộc vào đặc tính đường ống, có phải đặt them đường ống dẫn phụ song song với đường ống dẫn để điều chỉnh vị trí trạm bơm nâng cao khả vận chuyển chất lỏng đường ống Độ dốc đường ống phụ với độ dốc đường ống có quan hệ định với Lưu lượng đoạn ống bằng: Q = Q C + QP (5.25) Trong đó:QC, QP lưu lượng đoạn ống ống phụ Đoạn ống song song với đoạn ống phụ độ dài chúng coi nhau, độ dốc thủy lực nhau: iC = iP Từ công thức (4.23) suy ra: QP = QC (5.26) Q = QC (5.27) Nếu khơng có độ dốc thủy lực “i” đoạn ống đoạn ống quan hệ “i” “iP” sau: 74 ϖ= = (5.28) Thực tế đường kính ống đường kính ống phụ nên: ϖ= = (5.29) - Nếu dòng chảy tầng: ϖ = - Nếu khu vực chảy rối: ϖ = 0,296 - Nếu khu vực bình phương sức cản: ϖ = 0,25 Trên toàn tuyến ống dài L, ống phụ dài LP lấy độ dốc thủy lực để tính tổn hao chất lỏng ống toàn tuyến ống sau: H0 = Hd + ΔZ H0 = i + ipLp +ΔZ (5.30) 5.2.4.4 Quan hệ tổn thất ma sát (Hd) lưu lượng đường ống Q Để thấy quan hệ hai đại lượng H d Q ta xét công thức (4.1) viết dạng sau: H0 = βL + ΔZ (5.31) Trong đường ống nào, trang thái chảy tăng lên theo lưu lượng đường ống điểm phân giới trạng thái chảy, từ chảy tầng chuyển sang chảy rối Ta thấy: 75 - Trong khu chảy tầng H tỉ lệ với Q, tổn thất ma sát lưu lượng Q có quan hệ đường thẳng (m = 1) - Trong khu vực chảy rối H tỉ lệ với Q1,75 (m = 0,25) - Trong khu vực bình phương sức cản H tỉ lệ với Q2 (m = 0) 5.2.4.5 Phương trình tính tốn thủy lực đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí Tất dạng cấu trúc dòng hỗn hợp lỏng – khí đường ống vận chuyển dầu thơ quy hai dạng quy chuẩn dạng nút dạng phân lớp Mục đích việc quy chuẩn nhằm đơn giản hóa việc tình tốn tổn thất thủy lực trình vận chuyển Phương trình dùng để tình tốn tổn thất thủy lực dịng chảy dạng nút là: ΔP=λh ρβ ΔZ.g.ρ� (5.32) Hoặc: ΔP = λhψ ρβ ΔZ.g ρ� (5.33) Trong đó: ΔZ: Hiệu số cột áp hình học điểm đầu điểm cuối đoạn đường ống, m Trong công thức trên, dấu “+” lấy với dòng lên dấu “-“ dòng xuống ρβ = ρL(1 - β) + ρkβ ρ� = ρL(1 - �) + ρk 76 (5.34) Là mật độ hỗn hợp tính theo hàm lượng lưu lượng tính theo hàm lượng thực pha khí, kg/m3 Ψ:hệ số quy đổi sức cản thủy lực tính theo chuyển động tương đối pha Giá trị Ψ đoạn ống nằm ngang đoạn ống có dịng chảy lên đoạn ống có dịng chảy hướng xuống sau: Ψ=1 + Ψ=1 - (5.35) Hệ số sức cản thủy lực hỗn hợp xác định theo chế độ chảy (tùy theo số Re) Giá trị độ nhớt động học tính theo cơng thức: γ= (5.36) µdk, ρdk độ nhớt động học mật độ dầu bão hịa khí Khi hỗn hợp dầu khí chảy theo cấu trúc phân lớp phương trình vi phân tổn thất áp lực sau: = λk ρk + g ρksinγ (5.37) Trong đó: DTL: đường kính thủy lực DTL = �π γ: góc căng cung phân chia ranh giới lỏng – khí λk: hệ số sức cản khí 77 Do việc tính tốn hàm lượng thực pha khí việc xác định góc γ thực tế phức tạp nên người ta thường áp dụng cơng thức tính tổn thất thủy lực sau cho dòng chảy ngang dòng chảy xuống: ΔP = λk ρk + ΔZgρk Vận tốc trung bình dịng chảy hỗn hợp = (5.38) , m/s (5.39) Trong công thức lưu lượng tính m3/ngđ 5.3 Áp dụng cho cơng tác tinh tốn đường ống dẫn dầu ĐH2- ĐH1 • Các thơng số tính tốn sau: - Nhiệt độ mơi trường trung bình 220C - Áp suất đầu Đại Hùng 17,2 Bar (16,6at) - Áp suất bão hịa khí 4,95 MPa - Mật độ dầu ρdo = 871,3 kg/m3 - Mật độ khí bề mặt (P0 = 1at, T0 = 200C) ρko = 0,98 kg/m3 - Lượng khí tách để có dầu điều kiện bề mặt G = 28,6 m3/tấn - Đường kính đoạn ống mềm :6 inch (0.1524m) bọc cách nhiệt; e = 0,3 mm - Khả vận chuyển khoảng Q = 8.000 thùng dầu/ngày đêm (0.01472 m3/s) từ giàn WHP-DH02 giàn FPU-DH01 78 - Dầu xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc với định lượng 1500 g/t - µk = 0,011cSt; Độ nhớt động học 50oC µd(500C) = 7,09 cSt; Độ nhớt động học 70oC µd(400C) = 4.67 cSt - Nhiệt độ hỗn hợp dầu khí ĐH2 500C • Tính tốn Pt = 17,2 Bar (16,6at) Tt = 500C - Tính hệ số hịa tan khí dầu Ta có G = 28,6 m3/tấn dầu = 24,9 m3/m3 dầu = 0,5 (m3/m3/1at) = = -Lượng khí hịa tan 1m3 dầu điều kiện áp suất tính toán Gp = Pt – Po) = 0,5(16,6-1) = 7,8 (m3/m3) - Tính độ nhớt dầu bão hịa khí A = 10,075(G + 100)-0,515 = 10,715(24,9 + 100)-0,515 = 0,89 B = 5,44(G + 150)-0,388 = 5,44(24,9 + 150)-0,388 = 0,73 µhh = A = 0,89.7,090,73 = 3.748 cSt - Tính bd, Z: yếu tố khí hệ số nén khí Ta có: 79 ρk = = = 0,76 (kg/m3) a = 0,00237 + 0,0035(ρk – 1) = 0,00153 c = 0,000366 + 0,000262(ρk – 1) = 0,000303 d = 0,984 – 0,0083(ρk – 1) = 0,9820 bd = a.Gp + c(Tt – 273) + d = 0,00153.7,8 + 0,000303(50 – 273) + 0,9820 = 0,93 Khi Pt > 6at, ta chọn Z = - Lưu lượng thể tích dầu điều kiện tính tốn Qd = 0.01472 m3/s - Mật độ khí nhiệt độ áp suất trung bình đường ống γ = 1,825 – 0,0011315ρdo = 1,825 – 0,0011315.871,3 = 0,83 (kg/m3) ρd = ρdo – γ(Tt – 293) (nhiệt độ tính theo độ K) ρd = 870,3 – 0,83(323 – 293) = 845,4 (kg/m3) Mật độ dầu bão hịa khí ống là: ρdbhk == = 917,25 (kg/m3) Mật độ khí điều kiện vận chuyển đường ống: ρk = = = 14,76 (kg/m3) - Vận tốc trung bình hỗn hợp dầu khí đường ống 80 Vh = = =4,976(m/s) - Hàm lượng lưu lượng khí βk = = = 0.84 - Chỉ số Froude hỗn hợp Fr = = = 1.21 - Tìm cấu trúc dịng chảy Kµ = = = 0,00155 Fr1 = 0,8 + 0,5 = 4,16 Ta thấy 1.21 = Fr < Fr1 = 4,16 nên dịng chảy ống có cấu trúc phân lớp sóng ΔP = λk .ρk – ΔZ.g.ρk - Tính hệ số kháng thủy lực pha khí Δ== = 0,00394 81 Re = = = 1017,56 λk = 0,067 = 0,067 = 2,8.10-3 - Tính mật độ hỗn hợp dầu khí = ρL(1 – �) + ρk� = 917,25(1 – 0,84) + 14,76.0,84 = 159.2 (kg/m3) - Tổn hao áp suất ΔP = λk .ρk – ΔZ.g.ρk = 2,8.10-3 .14,76 – 0.9,81.14,76 = 16786.5 (kg/m2) = 1,67865 (kg/cm2) = 1,625 at (Với tuyến ống nằm ngang ΔZ=0) Vậy tổn hao áp suất đường ống dẫn dầu từ ĐH2- ĐH1 ΔP 1,625at 5.4.Vận hành bảo trì hệ thống khai thác đường ống vận chuyển toàn mỏ Đại Hùng Hoạt động vận hành khai thác bảo dưỡng hệ thống thiết bị quản lý, giám sát thực PVEP POC bao gồm ban Giám đốc phòng ban kỹ thuật chịu trách nhiệm quản lý, giám sát, chịu trách nhiệm thực công tác vận hành khai thác bảo duỡng trực tiếp khơi, hoạt động liên quan khác bờ Hoạt động vận hành bảo dưỡng hệ thống khai thác mỏ thực tuân theo hệ thống quản lý mỏ Đại Hùng diễn giải chi tiết tài liệu quy trình hệ thống quản lý (MSM – Management System Manual), bao gồm tất quy trình vận hành hệ thống cơng nghệ, quy trình 82 bảo dưỡng hệ thống thiết bị, quy trình hoạt động hàng hải, quy trình ứng cứu cố, quy trình mua sắm trang thiết bị… Các quy trình tổng hợp, hiệu chỉnh cập nhật qua suốt trình vận hành khai thác mỏ Đại Hùng từ lúc BHHP nhà điều hành Ngồi chương trình hoạt động bảo dưỡng hỗ trợ sở liệu quản lý bảo dưỡng thiết lập, theo dõi kiểm tra phần mềm Maximo Công tác vận hành khai thác mỏ Đại Hùng tuân theo nguyên tắc mục tiêu sau: • Điều hành mỏ cách an toàn, tối thiểu ảnh hưởng xấu đến an tồn mơi trường Tạo mơi trường làm việc không xảy tai nạn ảnh hưởng xấu đến sức khỏe đội ngũ cán bộ, kỹ sư, công nhân Nhà điều hành nhà thầu tham gia Quy trình vận hành cập nhật hiệu chỉnh phù hợp điều kiện thực tế hệ thống thiết bị, đơn giản dễ thực Sử dụng mục đích, cơng suất tối đa thời gian hoạt động hệ thống thiết bị Tối thiểu chi phí vận hành tối đa lợi nhuận cho công ty Hệ thống công nghệ giàn FPU-DH01 vận hành trực tiếp đội ngũ kỹ sư công nhân giàn liên tục 24 giờ/ngày (chia làm ca, ca 12 giờ) thực tuân theo quy trình vận hành tài liệu MSM Giàn đầu giếng phía Nam (WHP-DH02) thiết kế điều khiển vận hành từ xa thơng qua hệ thống điều khiển lắp phịng CCR giàn FPUDH01 Các chức điều khiển vận hành từ xa gồm có: • Điều chỉnh cỡ khai thác để hiệu chỉnh lưu lượng khai thác giếng • Chuyển giếng từ chế độ khai thác sang chế độ thử ngược lại • Theo dõi ghi nhận thơng số khai thác giếng • Đóng mở giếng khai thác • Theo dõi nhiệt độ áp suất đồng hồ lắp đáy giếng sâu • Khởi động lại giàn sau dừng khai thác hệ thống điều khiển 83 bên phía giàn FPU-DH01 gây • Đóng mở van đầu giếng Đối với hoạt động vận hành cần có can thiệp người như: bảo dưỡng định kỳ, can thiệp giếng, cung cấp nhiên liệu, hoá chất, vận hành bơm, máy phát điện tạm thời…nhân lực vận chuyển sang giàn tàu dịch vụ Trong tình đặc biệt thời tiết xấu khơng thể tiếp cận giàn tàu, sử dụng máy bay để vận chuyển người qua giàn Cơ chế vận hành giàn đầu giếng phía Nam xem xét chi tiết trình thiết kế, để đảm bảo hoạt động vận hành thiết bị giàn đơn giản, tin cậy phải đảm bảo tính đồng kết nối với hệ thống có Đội ngũ nhân lực vận hành đào tạo làm quen với hệ thống thiết bị quy trình vận hành trước vận hành thử đưa hệ thống vào hoạt động Các yếu tố an tồn đánh giá phân tích rủi ro xảy q trình vận hành xem xét trình thiết kế chi tiết để giảm thiểu tối đa rủi ro Thực tế vận hành WHP-DH02 thời gian qua cho thời gian “uptime” cao (> 90 %), phần lớn downtime nguyên nhân thời tiết (sóng lớn, bão ) phải tách tàu FSO khỏi phao CALM 84 KẾT LUẬN CHUNG Quá trình nghiên cứu phương pháp thu gom, xử lý vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao đường ống khu vực mỏ Đại Hùng ln có ý nghĩa quan trọng mặt lý thuyết lẫn thực tế Hàm lượng parafin cao ngun nhân phức tạp hóa tính chất lưu biến dầu Điều làm gia tăng mức độ lắng đọng chất parafin – keo – nhựa bề mặt thành ống, hạn chế khả vận chuyến đường ống, làm gia tăng tổn hao áp suất, gây nguy tắc ống cao Việc nghiên cứu xác định tính lưu biến dầu thơ q trình thu gom, vận chuyển quan trọng cần thiết, đặc biệt dầu nhiều parafin, nhiệt độ đông đặc cao dầu khai thác khu vực mỏ Rồng Thông qua việc nghiên cứu đó, nắm bắt quy luật biến đổi yếu tố ảnh hưởng định đến tính chất hóa lý, tính lưu biến dầu thơ Từ đó, ta có sở để đưa phương pháp nhằm cải thiện tính lưu biến dầu để vận chuyển, đảm bảo cho q trình bơm dầu có hàm lượng parafin nhiêt độ đông đặc cao đường ống Công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin đường ống khai thác phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa nghiên cứu hoàn tồn khả thi áp dụng với mỏ Đại Hùng phù hợp công nghệ khai thác, đối tượng dầu thô địa chất cảu mỏ Đại Hùng Việc áp dụng công nghệ vừa giúp giảm tần suất xử lý chi phí xử lý lắng đọng parafin vừa giúp tăng sản lượng giếng dầu xử lý (do parafin không lắng đọng đường ống khai thác) Vì việc đưa cơng nghệ vào áp dụng thực tế khai thác dầu thơ mỏ Đại Hùng nói 85 riêng Việt Nam nói chung mang lại lợi ích lớn đạt hiệu kinh tế cao Việc tính toán thủy lực cho đường ống vận chuyển dầu – khí sở để lựa chọn phương án vận chuyển tối ưu nhất, đảm bảo yêu cầu kĩ thuật đề Một lần em xin trân thành cám ơn gửi lời chúc tốt đẹp tới TS Trần Đình Kiên anh Nguyễn Hải An tận tình bảo hỗ trợ em hồn thành đề tài nghiên cứu tốt nghiệp này! 86