Đặc tính lý hóa của dầu nhiều Paraffin khai thác tại các mỏ thuộc liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

Nội dung text: Đặc tính lý hóa của dầu nhiều Paraffin khai thác tại các mỏ thuộc liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

1. T¹p chÝ KHKT Má - §Þa chÊt, sè 54, 4/2016, (Chuyªn ®Ò Khoan - Khai th¸c), tr.29-34 ĐẶC TÍNH LÝ HÓA CỦA DẦU NHIỀU PARAFFIN KHAI THÁC TẠI CÁC MỎ THUỘC LIÊN DOANH VIỆT - NGA “VIETSOVPETRO” LÊ KHÁNH HUY, ĐỖ DƯƠNG PHƯƠNG THẢO, NGUYỄN HOÀI VŨ, PHAN ĐỨC TUẤN, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” LÊ QUANG DUYẾN, LÊ VĂN NAM, Trường Đại học Mỏ - Địa chất Tóm tắt: Toàn bộ các mỏ của Vietsovpetro được kết nối bởi các hệ thống đường ống ngầm nội mỏ và liên mỏ dài đến 750km. Trong quá trình khai thác và vận chuyển, xử lý, thu gom dầu nhiều paraffin luôn đặt ra những thách thức và khó khăn. Vì vậy nghiên cứu toàn diện về đặc tính hóa lý của dầu là hết sức cần thiết để tối ưu và phát triển công nghệ thu gom, xử lý và vận chuyển dầu phù hợp với điều kiện thực tế ở các mỏ dầu khí của Vietsovpetro. Trong bài báo này nhóm tác giả sẽ nghiên cứu chỉ ra những đặc tính lý hóa đặc trưng của dầu nhiều paraffin khai thác tại các mỏ của Vietsovpetro như hàm lượng paraffin, nhiệt độ kết tinh, độ nhớt, sự thay đổi đặc tính trong các địa tầng. Kết quả của nghiên cứu này không những giúp cho các nhà thiết kế tối ưu hóa hệ thống thu gom xử lý cho toàn bộ mỏ mà còn giúp cho các kỹ sư vận hành đường ống công nghệ và thu gom chủ động trong việc phòng chống, xử lý các lắng đọng paraffin trong quá trình vận hành sản xuất. 1. Mở đầu 2.1. Hàm lượng paraffin trong dầu khai thác Khai thác, xử lý, vận chuyển dầu thô nhiều tại các mỏ LD Vietsovpetro paraffin luôn kèm theo nhiều khó khăn và phức Paraffin là loại hydrocacbon rất phổ biến tạp, nhất là đối với những khu vực xa đất liền, trong các loại hydrocacbon của dầu mỏ. Tùy mực nước biển sâu, nhiệt độ nước biển thấp. theo cấu trúc mà paraffin được chia thành hai Bên cạnh đó, sau một thời gian kha`i thác tự loại đó là paraffin mạch thẳng không nhánh phun, áp suất vỉa suy giảm, dầu chuyển sang (gọi là n-paraffin, chiếm 80 - 90%) và paraffin khai thác bằng các phương pháp cơ học như có nhánh (gọi là iso-paraffin) (hình 1) [1]. gaslift, bơm li tâm điện chìm. Do đó, theo thời Hàm lượng paraffin được xác định theo tiêu gian khai thác mỏ, tính chất dầu thô cũng sẽ chuẩn RD 39 09 80 bằng phương pháp kết tinh thay đổi. Phân tích các tính chất cơ bản dầu thô ở -21oC các mẫu dầu đã được tách loại các chất đóng vai trò quan trọng trong việc đánh giá nhựa, asphanten bằng dung môi ete dầu mỏ và những thách thức đặt ra trong quá trình khai silicagen [2]. thác và vận chuyển dầu. Dầu thô tại các mỏ khai thác của LD 2. Đặc tính lý hóa của dầu nhiều paraffin “Vietsovpetro” thuộc họ dầu nhiều paraffin với khai thác tại các mỏ của LD Vietsovpetro hàm lượng > (20%). Đặc tính paraffin và sự Trong quá trình khai thác và vận chuyển phân bố n-paraffin của dầu thô ở các mỏ có dầu, lắng đọng paraffin xuất hiện trên đường nhiều điểm khác nhau. Bảng 1 cho thấy hàm ống thu gom dầu, trong các bình chứa, các lượng paraffin của dầu thô mỏ Thỏ Trắng thấp phin lọc hay các van nằm trên đường thu gom hơn nhiều so với dầu thô các mỏ khác. Dầu mỏ thậm chí ở trong cần khai thác. Do đặc trưng Bạch Hổ có hàm lượng paraffin cao nhất của dầu thô khai thác tại các mỏ của LD (trung bình 26%kl) tiếp đó đến dầu các mỏ “Vietsovpetro” là loại dầu nhiều paraffin, nhiệt Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi và Gấu Trắng. độ đông đặc của dầu cao nên xử lý và vận Dầu tại 3 mỏ này thuộc loại dầu nặng (tỉ trọng chuyển dầu thô từ các giếng khai thác về tàu > 0,86) có hàm lượng paraffin chênh lệch nhau chứa rất khó khăn và phức tạp. không nhiều, trong khoảng từ 23-24%kl. 29
2. phân tử khi chúng có sự chuyển động trượt lên nhau. Vì vậy, độ nhớt có liên quan đến khả năng thực hiện các quá trình bơm, vận chuyển chất lỏng trong các hệ đường ống, khả năng thực hiện các quá trình phun. Độ nhớt thường được xác định trong các nhớt kế mao quản, ở đây chất lỏng chảy qua các ống mao quản có đường kính khác nhau, ghi nhận thời gian chảy Hình 1. Cấu trúc của paraffin của chúng qua mao quản, có thể tính được độ 2.2. Nhiệt độ đông đặc của dầu thô nhớt của chúng [4]. Độ nhớt ở các giếng thuộc Bên cạnh hàm lượng paraffin, nhiệt độ mỏ Gấu Trắng và NR - ĐM cao hơn so với các đông đặc của dầu thô cũng là một thông số đối tượng còn lại (bảng 2, 3, 4). quan trọng trong việc vận chuyển dầu. 2.4. Sự đa dạng trong đặc tính lý hóa của dầu Nhiệt độ đông đặc là nhiệt độ mà ở đó các thô phân đoạn dầu mỏ trong điều kiện thử nghiệm qui định mất hẳn tính linh động [3]. Như vậy, Sự khác biệt trong đặc tính lý hóa không nhiệt độ đông đặc là đại lượng dùng để đặc chỉ thể hiện ở các mỏ khác nhau (bảng 1) mà trưng cho tính linh động của các phân đoạn trong cùng một mỏ, giữa các giếng cũng có sự dầu mỏ ở nhiệt độ thấp. Sự mất tính linh động chênh lệch từ không lớn đến đáng kể. Để minh này có thể vì hạ thấp nhiệt độ, độ nhớt của họa điều này ta khảo sát tính chất hóa lý của phân đoạn dầu mỏ giảm theo và đặc lại dưới dầu thô tại các giếng mỏ Bạch Hổ (bảng 5). dạng các chất thù hình, đồng thời còn có thể do Kết cấu mỏ Bạch Hổ gồm 4 tầng, trên tạo ra nhiều tinh thể paraffin rắn, các tinh thể cùng - mioxen hạ, tầng thứ 2 - Oligoxen này hình thành dưới dạng lưới (khung tinh thể) thượng, tầng 3 - Oligoxen hạ và tầng dưới và những phần còn lại không kết tinh bị chứa cùng - tầng móng. Giá trị trung bình của dầu ở trong các khung tinh thể đó, nên làm cả hệ các tầng trong giai đoạn 2013-2014 được nêu thống bị đông đặc lại. Hình dạng các tinh thể trong (bảng 5). Nhìn chung, theo mặt cắt từ tách ra phụ thuộc vào thành phần hóa học của trên xuống dưới tỉ trọng, độ nhớt, hàm lượng hydrocacbon, còn tốc độ phát triển các tinh thể nhựa và asphalten đều giảm. Dầu tầng mioxen phụ thuộc vào độ nhớt của môi trường, vào hạ có tính chất khác hẳn so với dầu thuộc tầng hàm lượng và độ hòa tan của parafin ở nhiệt độ oligoxen và móng (bảng 5). Chúng có tỉ trọng, đó, cũng như tốc độ làm lạnh của nó. Một số độ nhớt, hàm lượng nhựa và asphalten cao hơn chất như nhựa lại dễ bị hấp phụ trên bề mặt nhiều cũng như phần trăm paraffin thấp hơn tinh thể parafin nên ngăn cách không cho các hẳn. tinh thể này phát triển, vì vậy dầu mỏ được Trong cùng 1 địa tầng, ở tầng mioxen hạ làm sạch các chất này, nên nhiệt độ đông đặc cũng như tầng móng, tính chất của dầu gần lại lên cao. Như vậy, nhiệt độ đông đặc phụ giống nhau [3, 4]. thuộc vào thành phần hóa học của dầu mỏ, mà Tính chất của dầu thuộc oligoxen thượng chủ yếu là phụ thuộc vào hàm lượng paraffin khác biệt đối với từng giàn, từng khu vực và rắn ở trong đó. Dầu thô có hàm lượng paraffin dao động trong khoảng [4]: càng nhiều thì nhiệt độ đông đặc càng cao và - Trọng lượng dao động từ 0,8229 đến ngược lại. Dầu thô tại các mỏ khai thác của LD 0,9069 G/cm3, “Vietsovpetro” có nhiệt độ đông đặc cao, dao - Độ nhớt ở 50оС – trong khoảng 6,05 - động từ 20 - 39 oC (bảng 1). 65,72 mm2/s, 2.3. Độ nhớt - Độ nhớt ở 70оС – trong khoảng 3,26 - Để khảo sát tính lưu biến của dầu thô một 27,86 mm2/s, chỉ tiêu cơ bản khác cũng cần phải phân tích là - Hàm lượng paraffin từ 15,1 – 30,8%kl. độ nhớt. Đây là một đại lượng vật lý đặc trưng Cũng như dầu Bạch Hổ, tính chất lý hóa cho trở lực do ma sát nội tại sinh ra giữa các của dầu mỏ Rồng thuộc tầng Mioxen và móng 30
3. hoàn toàn khác nhau. Dầu Mioxen có tỉ trọng, Thậm chí trong cùng 1 khu vực cũng có sự độ nhớt, hàm lượng nhựa - asphalten cao hơn khác biệt đáng kể (bảng 6). nhiều cũng như hàm lượng paraffin thấp hơn. Bảng 1. Đặc tính lý hóa cơ bản của dầu thô ở các mỏ của Vietsovpetro Mỏ dầu Bạch Nam Rồng Gấu Thỏ Rồng Đặc tính Hổ - Đồi Mồi Trắng Trắng Tỉ trọng ở 20 oC, G/cm3 0,8519 0,8641 0,8815 0,8735 0,8315 Nhiệt độ đông đặc, оС 35,5 33,0 34,6 34,4 28,7 Độ nhớt, mm2/s: - ở 50 oC 12,83 14,19 20,30 21,72 5,67 - ở 70 oC 6,60 7,49 10,51 11,19 3,44 Hàm lượng paraffin, %kl 26,00 23,80 23,16 23,75 20,68 Nhiệt độ nóng chảy paraffin, oC 58,7 58,9 59,4 59,5 58,7 Hàm lượng nhựa và asphalten,%kl 7,21 9,06 14,04 11,53 4,04 Bảng 2. Đặc tính lý hóa cơ bản của dầu thô ở mỏ NR-ĐM (giàn RC-DM) Giàn RC-DM Giếng 410 406 408 2X 405 407 409 Tỉ trọng ở 20 oC, G/cm3 0,8947 0,8814 0,8923 0,8914 0,8819 0,8831 0,8800 Nhiệt độ đông đặc, оС 33,5 33,5 36,5 36,5 33,5 36,5 33,5 Độ nhớt, mm2/s: - ở 50 oC 29,50 18,55 29,15 26,01 22,20 20,00 17,34 - ở 70 oC 15,56 9,99 14,20 12,72 10,22 10,25 9,37 Hàm lượng paraffin, %kl 21,97 23,60 23,8 22,50 25,5 23,50 22,2 Nhiệt độ nóng chảy paraffin, 59,1 61,2 60,5 59,6 59,0 58,0 58,5 oC Hàm lượng nhựa và 9,16 13,60 13,34 15,70 14,80 12,50 12,50 asphalten, %kl 31
4. Bảng 3. Đặc tính lý hóa cơ bản của dầu thô ở mỏ NR - ĐM (giàn RC-4) Giàn RC-4 Giếng 425 20 25 423 421 422 424 Ngày lấy mẫu 09/12 04/13 01/14 01/14 02/14 04/14 05/14 Tỉ trọng ở 20 oC, G/cm3 0,8872 0,8883 0,8805 0,8893 0,8817 0,8760 0,8808 Nhiệt độ đông đặc, оС 34,5 37,5 33,5 36,5 36,5 33,5 36,5 Độ nhớt, mm2/s: - ở 50 oC 20,48 23,80 17,54 24,63 23,64 16,19 19,95 - ở 70 oC 10,27 11,69 9,51 11,95 12,69 8,79 9,85 Hàm lượng paraffin, %kl 26,05 22,20 21,15 23,10 22,60 22,1 25,61 Nhiệt độ nóng chảy paraffin, 58 60 60 61,2 59,8 59,5 58,8 oC Hàm lượng nhựa và 16,44 13,60 18,70 12,28 16,85 14,94 14,3 asphalten, %kl Bảng 4. Đặc tính lý hóa cơ bản của dầu thô ở mỏ Gấu Trắng Giàn GTC-1 Giếng 5P 8P 1X 1P 4P 6P 2X Ngày lấy mẫu 01/13 06/13 01/14 01/14 02/14 02/14 01/14 Tỉ trọng ở 20 oC, G/cm3 0,8753 0,8648 0,8811 0,8730 0,8698 0,8749 0,88 Nhiệt độ đông đặc, оС 37,5 34,5 36,5 33,5 30,5 36,5 39,5 Độ nhớt, mm2/s: - ở 50 oC 19,64 17,08 29,1 17,64 18,05 20,16 29,44 - ở 70 oC 10,42 8,29 14,67 9,31 9,71 10,86 13,61 Hàm lượng paraffin, %kl 22,53 22,85 23,6 22,95 24,4 24,1 22,5 Nhiệt độ nóng chảy paraffin, oC 58,8 58,5 58,8 59,2 59,2 60,5 59,8 Hàm lượng nhựa và asphalten, 12,09 11,40 14,55 10,43 10,85 9,85 15,7 %kl 32
5. Bảng 5. Đặc tính lý hóa cơ bản của dầu thô thuộc các địa tầng khác nhau ở mỏ Bạch Hổ Oligoxen Oligoxen Tầng Địa tầng Mioxen hạ thượng hạ móng Tỉ trọng ở 20оС, G/cm3 0,8684 0,8673 0,8321 0,8332 Nhiệt độ đông đặc, оС 34,3 36,6 35,3 35,6 Độ nhớt, mm2/s: - ở 50 oC 15,39 21,88 5,778 6,04 - ở 70 oC 8,05 10,60 3,44 3,56 Hàm lượng paraffin, %kl 22,96 26,54 26,86 28,32 Nhiệt độ nóng chảy paraffin, oC 59,2 59,0 58,1 58,0 Hàm lượng nhựa và asphalten, 11,91 7,94 3,68 3,42 %kl Bảng 6. Đặc tính lý hóa cơ bản của dầu thô thuộc các địa tầng khác nhau ở mỏ Rồng Giàn RC-5 RC-5 RC-5 RC-5 RC-5 RC-5 RC-5 Giếng 501 15 502 506 507 510 505 Địa tầng Tầng móng Mioxen hạ Ngày lấy mẫu 01/14 03/14 01/14 02/14 02/14 03/14 03/14 Tỉ trọng ở 20оС, 0,8754 0,8658 0,8996 0,8866 0,8917 0,8901 0,8991 G/cm3 Nhiệt độ đông đặc, 33,5 33,5 30,5 33,5 30,5 36,5 36,5 оС Độ nhớt, mm2/s: - ở 50 oC 16,73 11,21 52,48 28,4 30,82 32,78 42,41 - ở 70 oC 8,35 6,6 22,98 14,17 15,07 15,67 18,04 Hàm lượng 27,1 23,3 19,6 20,8 19,93 24,4 20,95 paraffin, %kl Nhiệt độ nóng chảy 58,5 59,1 59,5 58,1 60,5 58,7 60,5 paraffin, oC Hàm lượng nhựa 10,85 7,8 18,5 17,8 18,65 13,65 24,85 và asphalten, %kl 3. Kết luận dầu thô khoảng 29 - 360C, cao hơn nhiệt độ Từ các kết quả thực nghiệm cho thấy dầu thấp nhất của nước biển ở vùng cận đáy từ khai thác ở mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng và các mỏ 9 - 150C; trong khi đó nhiệt độ bắt đầu kết tinh kết nối khác của Vietsovpetro có những đặc tính của paraffin trong dầu các mỏ này dao động từ hóa lý sau: 58 - 610C; - Dầu khai thác ở các khu vực này có độ nhớt - Đặc tính lý hóa của dầu giữa các mỏ có sự cao và hàm lượng paraffin lớn, dao động ở mức khác biệt rõ rệt: dầu mỏ Bạch Hổ có hàm lượng 20 - 29% khối lượng. Nhiệt độ đông đặc của paraffin cao nhất (trung bình 26%kl) tiếp đó 33
6. đến dầu các mỏ Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi và TÀI LIỆU THAM KHẢO Gấu Trắng (dao động trong khoảng từ 23- [1]. Đào Thị Hải Hà, 2013. Tổng hợp phụ gia 24%kl). Hàm lượng paraffin của dầu thô mỏ giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô nhiều Thỏ Trắng thấp hơn hẳn so với dầu thô các mỏ paraffin mỏ Bạch Hổ trong khai thác và vận khác (chỉ khoảng 20%kl). Trong khi độ nhớt chuyển trên nền ester của polytriethanolamine. dầu cao ở dầu khai thác tại các mỏ Gấu Trắng Tạp chí Dầu khí số 5/2013: trang 26-35. và Nam Rồng - Đồi Mồi; [2]. ASTM, 2006. Standard test method for - Sự khác biệt trong đặc tính lý hóa không pour point of petroleum products. D97. [3]. ASTM, 2006. Standard test method for chỉ thể hiện ở các mỏ khác nhau mà trong cùng một mỏ, giữa các giếng thuộc các địa tầng khác kinematic viscosity of transparent and opaque nhau cũng có sự chênh lệch đáng kể. Dầu tầng liquids. D445. Mioxen hạ có tính chất khác hẳn so với dầu [4]. Методическое руководство по thuộc tầng Oligoxen và Móng. Chúng có tỉ выявлению залежей, нефти которых trọng, độ nhớt, hàm lượng nhựa và asphalten насыщены или близки к насыщению парафином. ВНИИ. 1997. cao hơn nhiều cũng như phần trăm paraffin thấp hơn hẳn. [5]. НИПИ. НИР II.10 “Аналитическое определение физико-химических свойств, Từ kết quả nghiên cứu trên cho thấy được компонентного и микроэлементного состава sự phức tạp trong tính chất của dầu thô mỏ нефти, газа, конденсата в пластовых и Bạch Hổ, mỏ Rồng và các mỏ kết nối khác, khả поверхностных условиях и их изменений в năng lắng đọng paraffin cao, tạo nguy cơ tắc процессе разработки”. 2013 г. đường ống và dừng khai thác mỏ cũng như [6]. НИПИ. НИР II.13“Аналитическое trong vận chuyển bằng đường ống ngầm ngoài определение физико-химических свойств, khơi. Từ đó, đặt ra yêu cầu phải có một công компонентного и микроэлементного состава nghệ thu gom, xử lý, vận chuyển dầu nhiều нефти, газа, конденсата в пластовых и paraffin phù hợp với điều kiện thực tế tại các поверхностных условиях и их изменений в mỏ khai thác của Vietsovpetro. процессе разработки”. 2014 г. ABSTRACT Characteristic of chemical physical of paraffin oil in Bach Ho Field Le Khanh Huy, Do Duong Phuong Thao, Nguyen Hoai Vu, Phan Duc Tuan, Vietsovpetro Le Quang Duyen, Le Van Nam, Hanoi University of Mining and Geology In all field of Vietsovpetro, these facilities are inter-connected via 750 km of infield pipeline. During the process of production, collecting and transporting and processing paraffin oil in Bach Ho, Rong field and other connected fields of Vietsovpetro Company always raises many challenges and difficulties. So systematic research on oil characteristics is essential to optimize and develop the suitable technology of collecting, transporting and processing for the particular conditions in Vietsovpetro fields. In this paper, the authors will generally describe the specific physico-chemical properties of paraffin oil in the fields of Vietsovpetro Company as paraffin fraction, crystallization temperature, viscosity, characteristic changes in the stratigraphy. The results of this study not only help designers optimize the collection and transporting processing system for the field, but also help operational engineering prevention, handling paraffin deposition deposition in the pipelines. 34