Tài liệu Nghiên cứu giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả của đường ống thu gom dầu trong điều kiện suy giảm sản lượng mỏ bạch hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT NGUYỄN HOÀI VŨ NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI - 2018 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT NGUYỄN HOÀI VŨ NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 9520604 LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: 1. TSKH Trần Xuân Đào 2. PGS. TS Nguyễn Thế Vinh Hà Nội – 2018 i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả nêu trong Luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất cứ công trình nào khác. Tác giả Luận án Nguyễn Hoài Vũ ii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN .............................................................................................. i MỤC LỤC ........................................................................................................ ii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ............................................. iv DANH MỤC BẢNG ....................................................................................... vi DANH MỤC HÌNH........................................................................................ vii MỞ ĐẦU.......................................................................................................... 1 CHƯƠNG 1...................................................................................................... 7 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VÀ QUÁ TRÌNH THU GOM, XỬ LÝ, VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG .......... 7 1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ ..................................................................................................... 8 1.2. NHỮNG THÁCH THỨC MỚI TRONG THU GOM DẦU BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM Ở GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG KHAI THÁC CUỐI ĐỜI MỎ BẠCH HỔ ......... 23 1.3. NHỮNG SỰ CỐ ĐIỂN HÌNH TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM THU GOM DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ............................................... 27 1.4. TỔNG QUAN CÁC CÔNG TRÌNH NGHIÊN CỨU VỀ THU GOM DẦU TẠI MỎ BẠCH HỔ ............................................................................................................ 33 KẾT LUẬN ............................................................................................................. 37 CHƯƠNG 2.................................................................................................... 38 NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI THỦY ĐỘNG LỰC HỌC .. 38 HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN MỎ BẠCH HỔ ............................................................................................... 38 2.1. CƠ SỞ LỰA CHỌN TUYẾN ĐƯỜNG ỐNG BK-14/BT7 - CPP-3 LÀM ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU ĐẠI DIỆN. .............................................................................. 38 2.2. NGHIÊN CỨU TÍNH CHẤT LÝ HÓA CỦA DẦU VÀ LƯU CHẤT KHAI THÁC KHU VỰC BK14 .... …………………………………………………………………………….40 2.2.1. Nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu ....................................................... 40 2.2.2. Nghiên cứu tính chất lưu biến của lưu chất khai thác ở khu vực BK14 . 45 2.3. NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG ĐỘNG HỌC BẰNG LÝ THUYẾT CATASTROPHE VÀ ENTROPI. ...................................................................... 52 2.3.1. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết Catastrophe ............................................................................................. 54 2.3.2. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết Entropi ..................................................................................................... 65 KẾT LUẬN ............................................................................................................. 71 iii CHƯƠNG 3.................................................................................................... 72 NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ ................................................................................ 72 3.1. NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN TỔ HỢP CÁC NHÓM GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ - KỸ THUẬT NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM DẦU BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG CỦA MỎ BẠCH HỔ ........................................... 72 3.1.1. Nghiên cứu quá trình hình thành và lắng đọng của paraffin ................. 72 3.1.2. Các phương pháp xử lý lắng đọng paraffin ............................................ 76 3.2. NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ THU GOM DẦU TRONG GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG KHAI THÁC ..................................................................................... 82 3.2.1. Công nghệ vận chuyển chất lỏng dầu-nước ở trạng thái nhũ tương thuận ........................................................................................................ 82 3.2.2. Công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu – khí............................................... 85 3.2.3. Vận chuyển dầu dầu bão hòa khí bằng thiết bị tách khí sơ bộ (UPOG) . 86 3.2.4. Ứng dụng mô hình mô phỏng để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động của đường ống thu gom dầu ở Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro ....... 87 3.3. LỰA CHỌN GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ PHÙ HỢP VỚI ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ .......................................................................................................... 100 3.3.1. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về năng lượng vận chuyển và lưu lượng dòng chảy trong đường ống ................................. 101 3.3.2. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về lắng đọng paraffin trong đường ống .................................................................................... 102 3.3.3. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề nhiệt độ đông đặc và độ nhớt của dầu ................................................................................ 102 3.4. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ÁP DỤNG KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI VÀO THỰC TẾ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU TỪ BK-14 VỀ CPP-3 NỘI MỎ BẠCH HỔ.................................................................... 103 3.4.1 Đánh giá mức độ bền vững và tính ổn định thủy động học của hệ thống trên cơ sở lý thuyết Catastrophe ............................................................ 103 3.4.2. Đánh giá mức độ phức tạp của hệ thống đường ống trong quá trình vận hành ....................................................................................................... 104 3.4.3. Tính toán hiệu quả kinh tế sau khi áp dụng kết quả nghiên cứu của luận án vào vận hành cụm đường ống từ BK-14 về CPP-3 ............................... 105 KẾT LUẬN .................................................................................................. 107 KIẾN NGHỊ ................................................................................................. 118 DANH MỤC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ .............................................. 109 TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................ 112 iv DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT PLEM : Cụm phân dòng ngầm cho FSO CPP/CTP/CTK : Giàn công nghệ trung tâm MSP : Giàn cố định ở mỏ Bạch Hổ RP : Giàn cố định ở mỏ Rồng CCP : Giàn nén khí trung tâm ở mỏ Bạch Hổ BT : Giàn đầu giếng (giàn nhẹ mini) BK : Giàn RC : Giàn nhẹ ở mỏ Rồng ThTC : Giàn nhẹ ở mỏ Thỏ Trắng GTC : Giàn nhẹ ở mỏ Gấu Trắng GVC : Giảng viên chính GOST : Hệ thống tiêu chuẩn của CHLB Nga API : Hệ thống tiêu chuẩn của Viện Dầu khí Hoa Kỳ PPD : Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu ASPO : Hỗn hợp asphalten-nhựa-paraffin FSO, UBN : Kho nổi chứa và xuất dầu thô KL : Khối lượng nhẹ ở mỏ Bạch Hổ XNLD Vietsovpetro, Vietsovpetro : Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro Bạch Hổ : Mỏ Bạch Hổ Gấu Trắng : Mỏ Gấu Trắng Nam Rồng – Đồi Mồi : Mỏ hợp nhất Nam Rồng – Đồi Mồi Rồng : Mỏ Rồng Thỏ Trắng : Mỏ Thỏ Trắng NCS : Nghiên cứu sinh UPOG : Thiết bị tách khí sơ bộ TS : Tiến sĩ TSKH : Tiến sĩ khoa học P : Áp suất, kg/cm2 - atm - Pa v λ : Độ dẫn nhiệt, W/(m·C) φ : Độ dốc, độ μ : Độ nhớt động lực, Pa.s υ : Độ nhớt động học, m2/s Ø : Đường kính ống, mm M : Khối lượng phân tử, g/mol ρ : Khối lượng riêng, kg/m3 Q : Lưu lượng (dầu, khí, nước), m3/ngày T : Nhiệt độ, oC t : Thời gian, giờ - phút - giây S : Tiết diện, m2 G : Tỷ số khí dầu, m3/ m3 τ : Ứng suất trượt, Pa v : Vận tốc dòng chảy, m/s vi DANH MỤC BẢNG Bảng 1.1. Thành phần vật liệu CT-20 ........................................................... 15 Bảng 1.2. Tính chất vật liệu CT-20 ............................................................... 15 Bảng 1.3. Thành phần vật liệu API X60........................................................ 15 Bảng 1.4. Tính chất vật liệu API X60 ........................................................... 15 Bảng 1.5. Thông số vận hành các tuyến đường ống chính tại mỏ Bạch Hổ ... 18 Bảng 1.6. Tính chất vật liệu cách nhiệt ......................................................... 21 Bảng 1.7. Các đường ống vận chuyển dầu nhờ năng lượng vỉa ..................... 22 Bảng 1.8. Các đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng bơm ................. 22 Bảng 2.1. Tính chất lưu biến của dầu mỏ Bạch Hổ biến đổi theo thời gian... 42 Bảng 2.2. Tính chất lý hóa của dầu khai thác ở khu vực BK-14 .................... 43 Bảng 2.3. Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu nước .............................. 48 Bảng 2.4. Độ nhớt động lực của dầu mỏ Bạch Hổ bão hòa khí ở các điều kiện khác nhau ......................................................................................... 52 Bảng 2.5. Bảng so sánh thời điểm áp dụng giải pháp công nghệ với giá trị tính toán Delta......................................................................................... 61 Bảng 2.6. Kết quả tính toán xác suất và Entropi theo nhóm vận tốc dòng chảy và nhóm áp suất bơm của đường ống BK14 –CPP3 ......................... 67 Bảng 2.7. Kết quả tính toán giá trị số Re cho các loại dầu khai thác ở khu vực BK-14/BT7 ...................................................................................... 70 Bảng 2.8. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 35oC ... 70 Bảng 2.9. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 55oC ... 71 Bảng 3.1. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô BK14 ..................................................................................................... 80 Bảng 3.2. Tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu BK-14 với condensate ........... 82 Bảng 3.3. Các thông số về thủy lực và nhiệt khi vận chuyển hỗn hợp dầu-khí MSP1 → MSP-4 .............................................................................. 86 Bảng 3.4. Một số thông số vận chuyển dầu từ RP-1 và RP-2 đến FSO-3....... 90 Bảng 3.5. Sự phụ thuộc nhiệt độ chất lỏng đến FSO-3 với nhiệt độ môi trường nước biển ......................................................................................... 93 Bảng 3.6. Kết quả tính toán mô phỏng chiều dày lớp lắng đọng paraffin bên trong đường ống với điều kiện thực tế vận hành ............................... 98 vii DANH MỤC HÌNH Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) ............ 9 Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 2 (1989-1994) .......... 10 Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 3 (1995-1999) .......... 11 Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 5 (2010 đến nay) ...... 13 Hình 1.5. Hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt dầu mỏ Bạch Hổ ......... 17 Hình 1.6. Biểu đồ thống kê sản lượng dầu khai thác và dự báo sản lượng khai thác trong thời gian tới của Vietsovpetro...................................... 24 Hình 1.7. Động thái áp suất vỉa trung bình các giếng khoan khối Trung tâm tầng Móng giai đoạn 2005-2011. ......................................................... 24 Hình 1.8. Nhũ tương dầu-nước khai thác bằng phương pháp tự phun ............ 27 Hình 1.9. Nhũ tương dầu – nước khai thác bằng phương pháp gaslift ........... 27 Hình 1.10. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu từ giàn RP-1 đến FSO-3 ...... 28 Hình 1.11. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai đoạn sản lượng thấp .................................................................................... 30 Hình 1.12. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK14→CPP3 giai đoạn sản lượng trung bình ............................................................ 31 Hình 1.13. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK14→CPP3 giai đoạn sản lượng cao ...................................................................... 32 Hình 1.14. Sơ đồ bơm rửa đường ống BK14→CPP3 bằng condensate.......... 32 Hình 2.1. Sơ đồ đường vận chuyển sản phẩm BK-14/BT-7 ........................... 39 Hình 2.2. Sự thay đổi đặc tính lưu biến của dầu khai thác ở thân dầu Mioxen dưới theo thời gian ....................................................................... 41 Hình 2.3. Thiết bị Viscotester VT-550 .......................................................... 44 Hình 2.4. Thiết bị xác định nhiệt độ đông đặc của dầu HCP-852 .................. 44 Hình 2.5. Đồ thị biểu diễn tương quan giữa độ nhớt động lực và nhiệt độ của dầu BK14..................................................................................... 46 Hình 2.6. Mối tương quan giữa độ nhớt động lực dầu và hàm lượng nước .... 47 Hình 2.7. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí – dầu khác nhau tại 80oC ............................................................................... 50 viii Hình 2.8. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí – dầu khác nhau tại 60oC ............................................................................... 50 Hình 2.9. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác nhau tại 80oC ............................................................................... 51 Hình 2.10. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác nhau tại 60oC ............................................................................... 51 Hình 2.11. Các trạng thái và vị trí tương đối của hòn bi A ............................ 57 Hình 2.12. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2011 cho đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 58 Hình 2.13. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2012 cho đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 58 Hình 2.14. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2013 cho đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 59 Hình 2.15. Kết quả tính toán giá trị Delta cho đường ống từ BK-14 về CPP3 .................................................................................................. 60 Hình 2.16. Mối tương quan giữa giá trị Entropi với vận tốc dòng chảy trong đường ống .................................................................................... 66 Hình 3.1. Cấu trúc các paraffin trong dầu thô................................................ 72 Hình 3.2. Cấu trúc asphalten và nhựa trong dầu thô ...................................... 73 Hình 3.3. Quá trình kết tinh paraffin trong dầu thô mỏ Bạch Hổ theo nhiệt độ ................................................................................................ 74 Hình 3.4. Lắng đọng paraffin theo nhiệt độ của dầu chưa xử lý trên mô hình nghiên cứu “Ngón tay lạnh”. ........................................................ 75 Hình 3.5. Lắng đọng paraffin trong đường ống trên CPP-3 ........................... 75 Hình 3.6. Mối tương quan giữa nhiệt độ xử lý dầu và nhiệt độ đông đặc của dầu sau khi xử lý nhiệt tại các nhiệt độ khác nhau .............................. 77 Hình 3.7. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến độ nhớt của dầu thô BK-14 ............ 79 Hình 3.8. Tốc độ lắng đọng paraffin của dầu BK-14 khi không xử lý và xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc ................................................ 80 Hình 3.9. Độ nhớt của hỗn hợp dầu với condensate tại các nhiệt độ khác nhau ............................................................................................. 81 Hình 3.10. Các thông số bơm rửa đường ống RP-3PLEM (FSO-3)→CPP-3 → CPP-2 ..................................................................................... 84 ix Hình 3.11. Sơ đồ hệ thống đường ống vận chuyển dầu kết nối giàn RP-1 ..... 90 Hình 3.12. Ứng suất trượt của dầu ở các điều kiện nhiệt độ khác nhau .......... 91 Hình 3.13. Độ nhớt của dầu ở các điều kiện nhiệt độ khác nhau.................... 91 Hình 3.14. Áp suất vận chuyển dầu phụ thuộc nhiệt độ nước biển ở vùng cận đáy ............................................................................................... 91 Hình 3.15. Nhiệt độ chất lỏng trong đường ống RP-1→FSO-3, mô phỏng cho trường hợp không có lắng đọng paraffin bên trong đường ống ..... 92 Hình 3.16. Mô phỏng tính toán nhiệt độ tối thiểu chất lỏng từ RP-1 về FSO3 .................................................................................................. 93 Hình 3.17. Mô phỏng hoạt động của đường ống vận chuyển dầu theo tuyến ống RP-1→FSO-3 với lớp lắng đọng paraffin dày khoảng 40 mm ...... 94 Hình 3.18. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác BK-14, BT-7, BK-16 và Gấu Trắng ........................................................................................... 95 Hình 3.19. Lưu lượng chất lưu bên trong đường ống BK-14→CPP-3 ........... 95 Hình 3.20. Các thông số hoạt động của đường ống BK-14→CPP-3 .............. 96 Hình 3.21. Áp suất tại ống đứng trên BK-14 theo kết quả mô phỏng ............ 96 Hình 3.22. Áp suất ghi nhận tại ống đứng trên BK-14................................... 97 Hình 3.23. Mối tương quan giữa vận tốc dòng chảy chất lỏng trong ống và sự hình thành lớp chất lắng đọng paraffin bên trong thành ống chống ......................................................................................... 100 Hình 3.24. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2016 cho đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................. 104 1 MỞ ĐẦU Liên doanh Việt–Nga Vietsovpetro (Vietsovpetro) khai thác dầu khí từ năm 1986 ở mỏ Bạch Hổ, tại lô 09-1, thuộc bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam. Ban đầu, dầu được khai thác ở tầng Mioxen, Oligoxen và sau đó ở tầng Móng vào năm 1988. Để phục vụ công tác khai thác dầu, hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu khí được xây dựng trên cơ sở thiết kế của Viện nghiên cứu và thiết kế toàn Liên Bang (VNIPImorneftegas Moscow), Liên Xô (mô hình thiết kế giàn 16716) áp dụng cho đối tượng dầu ít paraffin, có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt thấp, đa phần là đường ống vận chuyển không bọc cách nhiệt theo mô hình phát triển mỏ ở vùng biển Caspi, nước Cộng hòa Azerbaijan. Trong quá trình thu gom, xử lý và vận chuyển dầu khí bằng hệ thống đường ống ngầm đã xảy ra hàng loạt các vấn đề phức tạp do tính không tương thích giữa các quy trình công nghệ, thiết bị kỹ thuật với chất lưu vận chuyển. Cụ thể như tính đồng bộ của hệ thống đường ống thấp, vận chuyển dầu trong hệ thống ống ngầm không bọc cách nhiệt với môi trường đáy biển có nhiệt độ dao động 25-28oC, nhiệt độ thấp nhất có thể đến 21,8oC, trong khi đó nhiệt độ đông đặc của dầu là 29-36oC. Bản thân dầu mỏ Bạch Hổ có tính chất lưu biến phức tạp với nhiệt độ đông đặc cao, hàm lượng paraffin lớn dao động ở mức 17-27%, là những tác nhân gây nên những khó khăn và phức tạp trong quá trình vận hành hệ thống đường ống ngầm. Để phù hợp với từng giai đoạn phát triển của mỏ, trong lĩnh vực thu gom, xử lý và vận chuyển dầu phải có những giải pháp công nghệ - kỹ thuật nhất định nhằm đảm bảo tính an toàn tuyệt đối trong quá trình vận hành hệ thống vận chuyển dầu. Theo thời gian, có nhiều vấn đề phức tạp mới đã nảy sinh trong thực tế của quá trình phát triển mỏ, đòi hỏi thường xuyên phải có những nghiên cứu sâu hơn, đưa vào áp dụng những công nghệ phù hợp hơn với thực trạng của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu và với chất lưu được vận chuyển. 2 1. Tính cấp thiết của đề tài Trên thế giới nói chung, công tác vận chuyển dầu nhiều paraffin luôn đối diện với những phức tạp và khó khăn từ nguy cơ lắng đọng và tắc nghẽn đường ống do paraffin. Đối với Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro, công tác vận chuyển dầu được thực hiện bằng hệ thống đường ống ngầm ngoài khơi với những đặc thù riêng có cho nên những khó khăn phức tạp do paraffin gây ra luôn thường trực kể từ ngày đầu phát triển mỏ mà nguyên nhân cơ bản là: Hệ thống đường ống vận chuyển dầu được thiết kế cho dầu có hàm lượng paraffin thấp với các đường ống không bọc cách nhiệt; tính đồng bộ của hệ thống đường ống thấp do được xây dựng theo từng giai đoạn phát triển của mỏ; điều kiện môi trường đáy biển có nhiệt độ thấp hơn nhiều so với nhiệt độ đông đặc của dầu khai thác. Hơn nữa, trong quá trình duy trì và tăng cường khai thác dầu khí, phải sử dụng các phương pháp khai thác cơ học và các giải pháp thu hồi tăng cường, lưu lượng khí và nước đồng hành biến đổi rất lớn, gây ra nhiều thách thức trong thu gom, xử lý và vận chuyển dầu – khí bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Hiện nay sản lượng khai thác ở các mỏ của Vietsovpetro đã bước vào giai đoạn suy giảm nhanh qua từng năm, từ sản lượng khai thác đỉnh 13,2 triệu tấn/năm (năm 2003) xuống còn 4-5 triệu tấn/năm như hiện nay. Cùng với việc suy giảm sản lượng khai thác là sự suy giảm năng lượng của các thân dầu, cụ thể hơn là áp suất tại miệng các giếng khai thác bị suy giảm đáng kể. Đây chính là một thách thức lớn đối với các cụm đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng áp suất miệng giếng. Mặt khác, sản lượng khai thác giảm gần 60% so với giai đoạn khai thác đỉnh là tác nhân của việc suy giảm lưu lượng dòng chảy trong đường ống, đã thêm một thách thức nữa đối với vấn đề thu gom, xử lý và vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm ngoài khơi khu vực nội mỏ. Trong khi đó, các tính chất lý hóa của dầu khai thác như nhiệt độ đông đặc, giá trị độ nhớt động và hàm lượng paraffin có xu hướng tăng cao ở cuối đời mỏ càng làm tăng tính phức tạp và khó khăn trong vận hành hệ thống đường ống ngầm. Từ những vấn đề mang tính cấp thiết và có tính thời sự nêu trên, đòi hỏi phải có những nghiên cứu tính toán và lựa chọn các giải pháp công nghệ-kỹ thuật cụ thể phù hợp với từng đối tượng riêng rẽ mang tính cục bộ, qua đó đưa ra các đề xuất 3 nhằm hoàn thiện nhóm tổ hợp các giải pháp công nghệ-kỹ thuật vận hành hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu một cách an toàn nhất phù hợp với thực trạng khai thác của mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn suy giảm sản lượng. 2. Mục đích nghiên cứu Trên cơ sở kết quả đánh giá thực trạng hoạt động của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu từ BK-14 về CPP-3, đề xuất phương pháp mới trong việc nghiên cứu trạng thái thủy động lực học của quá trình vận chuyển dầu nhằm làm cơ sở tính toán và xác định các chế độ công nghệ vận chuyển dầu. Đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ phù hợp nhằm đảm bảo an toàn quá trình vận hành hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn sản lượng khai thác dầu suy giảm. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu là chất lỏng vận chuyển và hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu khí trong nội mỏ Bạch Hổ mà đại diện là cụm đường ống từ BK-14 về CPP-3. - Phạm vi nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu là hệ thống thủy động lực học của tuyến đường ống ngầm vận chuyển dầu khí từ BK-14 về CPP-3, gồm các tính chất lý hóa và tính lưu biến của chất lưu được vận chuyển, các thông số công nghệ trong vận chuyển dầu khí như lưu lượng dòng chảy, áp suất bơm, tổn hao áp suất dọc đường ống, các giải pháp công nghệ xử lý trong vận chuyển dầu ngoài biển. 4. Phương pháp nghiên cứu - Phương pháp thư mục: Thu thập, thống kê, phân tích số liệu thực tế về các thông số công nghệ vận chuyển dầu; - Phương pháp lý thuyết: Nghiên cứu ứng dụng các lý thuyết Catastrophe và Entropi đánh giá trạng thái thủy động lực học và hiệu quả làm việc của hệ thống công nghệ đường ống vận chuyển dầu; 4 - Nghiên cứu trong phòng thí nghiệm: Tính chất lý hóa và lưu biến của chất lỏng vận chuyển làm cơ sở cho việc lựa chọn các giải pháp công nghệ phù hợp; - Ứng dụng công nghệ thông tin: Sử dụng phần mềm Olga mô hình mô phỏng quá trình vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm, cũng như và các phần mềm tin học trong khảo sát, đánh giá và phân tích số liệu. 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn - Ý nghĩa khoa học: Việc sử dụng công cụ toán học của lý thuyết Catastrophe và lý thuyết Entropi để chứng minh bản chất cũng như trạng thái thủy động lực học của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu ngoài khơi khu vực nội mỏ Bạch Hổ đã góp phần đa dạng hóa các phương pháp tiếp cận và nghiên cứu một đối tượng động học cụ thể. - Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu của luận án là cơ sở cho việc lựa chọn và đề xuất các giải pháp công nghệ và kỹ thuật cho công tác vận hành hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ một cách an toàn và hiệu quả, phù hợp với giai đoạn suy giảm sản lượng khai thác của mỏ. 6. Điểm mới của luận án - Sử dụng kết hợp công cụ toán học của lý thuyết Catastrophe và lý thuyết Entropi để nghiên cứu, đánh giá một cách định tính và định lượng trạng thái bền động học của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ, cũng như làm cơ sở khoa học trong việc tính toán xác định giá trị vận tốc dòng chảy phù hợp với tiêu hao năng lượng động học thấp nhất; - Kết quả nghiên cứu lý thuyết Catastrophe cho phép tính toán xác định tần suất và chu kỳ áp dụng các nhóm giải pháp công nghệ xử lý hệ thống đường ống ngầm trong điều kiện không dừng khai thác với các chế độ dòng chảy khác nhau; - Lựa chọn và đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ xử lý hệ thống đường ống ngầm đảm bảo an toàn trong vận chuyển dầu phù, hợp với điều kiện khai thác thực tế của mỏ Bạch Hổ ở giai đoạn suy giảm sản lượng. 5 7. Luận điểm bảo vệ 7.1. Trong điều kiện suy giảm sản lượng, hệ thống thủy động lực học của quá trình vận chuyển dầu khí bằng đường ống ngầm khu vực nội mỏ Bạch Hổ thường xuyên hoạt động trong trạng thái kém bền vững và mất ổn định động học. Điều này làm tăng chi phí năng lượng động học và hệ thống làm việc kém hiệu quả; 7.2. Trong điều kiện sản lượng khai thác của mỏ Bạch Hổ bị suy giảm, để chi phí năng lượng động học đạt giá trị nhỏ nhất, vận tốc dòng chảy chất lỏng trong đường ống ngầm khu vực nội mỏ phải lớn hơn 0,16m/s, tốt nhất là 0,28-0,32m/s. Trường hợp vận tốc dòng chảy nhỏ hơn 0,16m/s, cần phải áp dụng tổ hợp các giải pháp công nghệ-kỹ thuật vận hành hệ thống đường ống với tần suất và chu kỳ phù hợp để quá trình vận chuyển dầu đạt hiệu quả và an toàn. 8. Cơ sở tài liệu của luận án Luận án được xây dựng trên cơ sở tổng hợp các kết quả nghiên cứu của chính tác giả về chế độ vận hành hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu ngoài khơi và từ số liệu thực tế ứng dụng các giải pháp công nghệ xử lý trong quá trình vận hành của hệ thống đường ống khu vực nội mỏ Bạch Hổ. Các kết quả nghiên cứu của chính tác giả (hoặc đồng tác giả) đã được công bố trong các tạp chí chuyên ngành trong nước và ở nước ngoài, tuyển tập báo cáo tại các hội nghị khoa học công nghệ của Bộ Công Thương, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Tạp chí dầu khí … Bên cạnh đó, tác giả cũng đã thu thập, sử dụng một số tài liệu từ các nghiên cứu đã được Viện Nghiên cứu và Thiết kế Dầu khí biển, Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro thực hiện như: Sơ đồ công nghệ xây dựng và phát triển mỏ Bạch Hổ qua các giai đoạn từ năm 1986 đến năm 2013; báo cáo phân tích đánh giá hệ thống thu gom, xử lý, vận chuyển và tàng trữ dầu trên các mỏ của Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro giai đoạn 2010-2016. 6 9. Khối lượng và cấu trúc của luận án Cấu trúc của luận án gồm phần mở đầu, 3 chương, kết luận – kiến nghị và 42 danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung luận án trình bày trong 125 trang khổ giấy A4, trong đó có 23 biểu bảng, 54 hình vẽ và 5 phụ lục với 52 trang A4. 10. Lời cám ơn Luận án được hoàn thành tại Bộ môn Khoan – Khai thác, Khoa Dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của TSKH Trần Xuân Đào và PGS. TS Nguyễn Thế Vinh. Trong quá trình thực hiện, tác giả luôn nhận được sự quan tâm hướng dẫn tận tình và giúp đỡ quý báu của các thầy giáo PGS. TS Lê Xuân Lân, PGS. TS Cao Ngọc Lâm, PGS. TS Trần Đình Kiên, GVC Lê Văn Nam, Bộ môn Khoan Khai thác, Khoa Dầu khí, Phòng đào tạo Sau đại học, Ban Giám Hiệu trường Đại học Mỏ - Địa chất, các nhà khoa học, các cơ quan trong và ngoài Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, các thầy cô giáo và tất cả các đồng nghiệp. Đồng thời trong thời gian làm luận án, tác giả cũng đã nhận được sự hướng dẫn giúp đỡ nhiệt tình và đóng góp nhiều ý kiến quý giá của các nhà khoa học, các chuyên gia của Liên Doanh Việt – Nga Vietsovpetro, các đồng nghiệp thuộc công ty PVEP, Hoàng Long JOC, Cửu Long JOC, Ban Khai thác dầu khí – Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Tác giả xin chân thành bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc về sự giúp đỡ quý báu này. 7 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VÀ QUÁ TRÌNH THU GOM, XỬ LÝ, VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro đi vào hoạt động từ ngày 19/11/1981 trên cơ sở Hiệp định liên Chính phủ Việt Nam và Liên Xô ký ngày 19/6/1981. Năm 1984, sau hơn 2 năm hoạt động, Vietsovpetro đã thăm dò và thẩm lượng thành công thân dầu có giá trị công nghiệp ở mỏ Bạch Hổ. Đây là một thành công quan trọng ở những năm đầu hoạt động của Vietsovpetro, nhưng cũng đặt ra nhiều thách thức trong tổ chức khai thác, thu gom, xử lý và vận chuyển dầu thô ngoài khơi trong khi đất nước đang bị cấm vận, không thể tiếp cận với các công nghệ tiên tiến trên thế giới, ngoài kinh nghiệm của Liên Xô (cũ), một cường quốc về dầu khí nhưng hoạt động khai thác dầu chủ yếu trên đất liền. Giống như tất cả các mỏ dầu khí trên thế giới, hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống ngoài khơi ở mỏ Bạch Hổ và Rồng được xây dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ của Vietsovpetro cho một thời kỳ nhất định. Hệ thống này sẽ làm việc có hiệu quả trong khoảng thời gian, khi sản lượng khai thác tương ứng với các chỉ tiêu thiết kế, phần thời gian còn lại hoặc là không đủ tải hoặc là quá tải. Các chỉ tiêu khai thác, các đặc tính của chất lỏng khai thác ở mỏ thay đổi theo thời gian và có độ chênh lệch lớn, tùy thuộc vào khả năng khai thác và mức độ thành công trong tìm kiếm thăm dò khai thác. Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom và vận chuyển sản phẩm đa năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí. Mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro cũng không phải là một ngoại lệ. Hệ thống các công trình khai thác, thu gom và xử lý dầu khí tại lô 09-1 được thiết kế quy hoạch và xây dựng từ những năm đầu của thập niên 80, giúp Vietsovpetro khai thác được những tấn dầu đầu tiên vào năm 1986. Đến nay, trải qua hơn 30 năm tồn tại và phát triển, hệ thống đã và đang được cập nhật, tối ưu hóa và hoàn thiện nhằm đáp ứng nhu cầu khai thác dầu khí theo từng giai đoạn phát triển mỏ của Vietsovpetro. 8 1.1. Tổng quan về hệ thống công nghệ thu gom vận chuyển dầu nội mỏ Bạch Hổ 1.1.1. Tổng quan về quá trình phát triển hệ thống thu gom dầu tại các mỏ của Vietsovpetro Quá trình xây dựng và phát triển hệ thống thu gom dầu khí nội mỏ Bạch Hổ có thể chia thành một số giai đoạn chính sau đây:  Giai đoạn 1 (1986-1988) Cơ sở dữ liệu ban đầu cho việc thiết kế mỏ là trữ lượng dầu phát hiện trong các tầng sản phẩm Mioxen dưới (khu vực phía Bắc và phía Nam) và Oligoxen dưới (khu vực phía Bắc). Hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ được xây dựng theo thiết kế tổng thể của Viện nghiên cứu và thiết kế toàn Liên Bang Nga (VNIPImorneftegas Moscow) [31], [42]. Theo thiết kế này, hệ thống được quy hoạch và phát triển trên cơ sở xây dựng các MSP, CPP và FSO, hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt kết nối các công trình với nhau. Các MSP được lắp đặt cách nhau khoảng 500-2000m. Dầu khai thác trên các MSP được tách khí, sau đó bơm đến FSO. Việc tách nước được thực hiện trên FSO. Với thiết kế này thì khả năng xử lý dầu, khí và nước ở mức hạn chế. FSO được lắp đặt tại phía Nam của mỏ, gần khu vực MSP1. Trên FSO thực hiện xử lý dầu đến thương phẩm, sau đó xuất bán cho khách hàng. Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom sản phẩm tại mỏ Bạch Hổ đến năm 1988 thể hiện trên hình 1.1.  Giai đoạn 2 (1989-1994) Sau khi phát hiện dầu ở tầng Móng mỏ Bạch Hổ vào tháng 9/1988 với trữ lượng địa chất lớn, dầu có áp suất vỉa ban đầu lên đến 40 Mpa, lưu lượng giếng trên 1000 tấn/ngày, nhiệt độ dầu trên miệng giếng đạt trên 100oC, chỉ số khí dầu khoảng 190230m3/tấn dầu, khuynh hướng quy hoạch và phát triển mỏ Bạch Hổ phải thay đổi tương ứng nhằm tận dụng năng lượng vỉa để vận chuyển dầu từ các giàn vệ tinh về giàn CPP mà không cần dùng máy bơm. Theo đó, tại khu vực phía Nam mỏ Bạch Hổ 9 không xây dựng các giàn MSP như khu vực phía Bắc, thay vào đó là xây dựng các giàn nhẹ (BK) và giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPP-2). Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom sản phẩm tại mỏ Bạch Hổ đến năm 1994 thể hiện trên hình 1.2. Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) [42]