Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
MỤC LỤC
CHƯƠNG 1 5
TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG 5
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
DANH MỤC HÌNH VẼ, BẢNG BIỂU
HÌNH
Hình 1.2 Đường cong chảy của một số chất lỏng Error: Reference source
not found
Hình 1. 3 Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm
lượng nước Error: Reference source not found
Hình 3.2 Nhiệt độ đông đặc của dầu phụ thuộc nhiệt độ xử lý bằng
Bicromat Natri Error: Reference source not found
Hình 3.3 Kết quả xử lý nhiệt lên tính lưu biến của dầu thô nhiều parafin
Error: Reference source not found
Hình 3.4. Tác dụng của từ trường lên nhiệt độ xử lý Error: Reference
source not found
BẢNG
CHƯƠNG 1 5
TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG 5
LỜI MỞ ĐẦU
Công nghiệp dầu khí Việt Nam là công nghiệp năng lượng quan trọng
nhất góp phần thúc đẩy các ngành công nghiệp khác cùng phát triển và tạo nền
tảng vững chắc đưa đất nước Việt Nam vững bước trên con đường CNH - HDH
đất nước. Tuy là một ngành công nghiệp còn non trẻ nhưng nó có vai trò to lớn
trong việc thúc đẩy nền kinh tế phát triển, tăng thu nhập quốc dân (GDP) và giải
quyết công ăn việc làm cho hàng ngàn công nhân và kĩ sư, cải thiện cuộc sống
của nhân dân trong cả nước.
Được chính thức thành lập vào 1975, phát triển và đi vào hoạt động rầm
rộ kể từ 6/11/1981 đánh dấu sự ra đời của XNLDVietsovpetro (xí nghiệp liên
nhiều sai sót.
Rất mong được sự thông cảm, phê bình, góp ý của quý thầy cô và bạn bè để
hoàn thiện kiến thức và nội dung đồ án.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG
1.1.Vị trí địa lý – kinh tế của mỏ Bạch Hổ và Rồng
Mỏ Rồng nằm ở lô15-2 trên, thềm lục địa phía nam Việt Nam thuộc vùng
biển Đông Nam Bộ. Địa hình đáy biển tương đối bằng phẳng, trầm tích phổ biến
là cát có lẫn bùn, một ít đá cuội và vỏ sò mỏ bạch hổ ở lô 9. Mỏ Rồng cách mỏ
Bạch Hổ 30 km về hướng Tây Nam và cách cảng Vũng Tàu 120 km. Mực nước
biển tại khu vực này không sâu trung bình khoảng 40 - 50m. Ngoài hai mỏ này
thuộc bể Cửu Long còn phát hiện các mỏ dầu khác như Rạng Đông, Phương
Đông, Ru Bi, Sư Tử Đen,….vv.
Mỏ Rồng và Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ 26/06/1986, đây là 2 mỏ
được Việt Nam đưa vào khai thác với sản lượng lớn nhất.Quá trình khai thác
giữa hai mỏ này có sự liên kết với nhau: Dầu khai thác được từ Rồng chuyển
đến giàn CNTT-2 ở Bạch Hổ để xử lý, có những giếng khai thác bằng gaslipt ở
Rồng lấy khí từ Bạch Hổ đưa sang. Hệ thống đường ống thu gom vận chuyển
nội mỏ Bạch Hổ và Rồng thể hiện ở hình 1.1.
Hải dương học của khu vực mỏ Bạch Hổ và Rồng mang đặc tính của khu
vực biển Đông Nam Bộ. Cho nên chế độ thủy triều của khu vực là sự pha trộn
giữa chế độ nhật triều và bán nhật triều, trong đó chế độ nhật triều chiếm ưu
thế hơn.
Dòng chảy trong khu vực chịu tác động của nhiều yếu tố nhưng dòng chảy
chính phần lớn phụ thuộc vào chế độ gió mùa trong khu vực. Vào mùa gió đông
bắc từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau dòng chảy chính theo hướng Nam đến Tây
12
là các chất lỏng có nhiệt độ sôi cao
Từ C
13
đến C
18
là các chất lỏng có nhiệt độ sôi rất cao
Từ C
17
đến C
40
là những parafin rắn có độ cứng khá cao ở nhiệt độ thường
và nhiệt độ nóng chảy cao.
Trong dầu thô ở đây có một số thành phần dễ đông đặc gây khó khăn trong
vận chuyển là:
Parafin: Các hydrocacbon có số cacbon từ C
17
đến C
71
Những hydrocacbon có số cacbon từ C
40
trở lên là những parafin rắn có
khối lượng phân tử cao, dễ dàng tách ra khỏi dầu khi ở nhiệt độ thấp, kết tinh và
bám vào các đường ống dẫn, ống khai thác, ống vận chuyển gây hiện tượng lắng
đọng làm tắc nghẽn dòng chảy. Ngoài thành phần parafin còn hiện diện một số
hydrocacbon có số các bon nhỏ hơn C
17
trong chất lắng đọng ở nhiệt độ thấp
C15,C16 ( xem bảng 1.1)
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Tetracosan C
24
51
Triacotan C
30
69
Pentatriacotan C
35
75
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
thô ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cho trước. Ký hiệu là
0
Khi thay đổi T và P thì lưu chất sẽ thay đổi, đối với chất lỏng P ít
ảnh hưởng.
Trong phòng thí nghiệm xác định
0 theo công thức:
(1.1)
Trong đó: m khối lượng (kg); V là thể tích ( m
3
).
Đơn vị: kg/m
3
(đơn vị chuẩn) ; lb/cuft
Khối lượng riêng của dầu thô phụ thuộc vào nhiệt độ và có thể xác định
theo công thức D.I Mendeleev: (1.2)
Với là hệ số giãn nở nhiệt của dầu trong điều kiện đẳng áp
Dầu trung bình
Dầu nặng
Dầu nhẹ
820
_
861
862 – 866
908 – 914
847 - 852
b/ Tỷ trọng.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Tỷ trọng của dầu thô là tỉ số giữa khối lượng riêng của dầu thô so với
khối lượng riêng của nước ở cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.
Ký hiệu:
(1.3)
với :
Khối lượng riêng của dầu thô (kg/m
3
)
:
Khối lượng riêng của nước (kg/m
3
)
Ngoài ra trong công nghiệp dầu khí người ta thường xác định tỷ trọng của
dầu theo
: Độ nhớt động lực Pa.s hay cp
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
: Độ nhớt động học cm
2
/s hay cSt
1 cSt = 0,01 cm
2
/s
1 cp = 1 mPa.s
Quan hệ giữa độ nhớt động học và độ nhớt động lực:
à
o =
( 1.5)
Bảng 1.3 Độ nhớt của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ:
Tầng sản phẩm Loại dầu ở 50
o
C, m
2
/s ở 70
o
C, m
2
/s
Mioxen dưới
Dầu nhẹ
Dầu trung bình
Dầu nặng
6,9.10
-6
= 110 m
3
/1m
3
e/ Hệ số gión nở nhiệt đẳng áp của dầu thô.
Hệ số gión nở của dầu thô là sự thay đổi thể tích của dầu thô khi nhiệt độ
thay đổi ở áp suất không đổi (đẳng áp).
Ký hiệu:
Đơn vị: 1/
o
C
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
(1.8)
hoặc (1.9)
Thông thường : = 0.0006 ÷ 0.001 (1/
o
C)
Hệ số gión nở nhiệt đẳng áp của dầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng cũng nằm
trong giới hạn này.
f/ Sức căng bề mặt.
Sức căng bề mặt là sự mất cân bằng phát sinh do chênh lệch giữa các lực
hút phân tử của các phân tử dầu - khí ngay trên ranh giới dầu - khí
Sức căng bề mặt càng lớn thì khí thoát ra càng ít.
Ký hiệu:
Đơn vị: dynes/ cm hay N/cm
1 dynes /cm = 10
-5
N/ cm
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Hổ và Rồng, ta có:
(1.12)
với P : Hàm lượng parafin (%)
: Khối lượng riêng của dầu thô ở 20
o
C (kg/m
3
)
C
Pa
:
Nhiệt dung riêng của parafin (J /kg
o
C)
C
Pa
= 2720 (J /kg
o
C)
Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ Bạch Hổ
và Rồng, ta có:
C = (1 – W). C
P
+ W.C
W
(1.13)
với w : Hàm lượng nước (%)
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
với λ
w
: Độ dẫn nhiệt của nước (W/m
o
C)
λ
w
= 0,62 (W/m
o
C)
k/ Nhiệt độ đông đặc.
Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ mà tại đó dầu thô bắt đầu xuất
hiện sự kết tinh parafin và dầu thô trở nên đặc. Dưới nhiệt độ này dầu thô mất
tính linh động và khả năng chảy.
Bảng 1.4 Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon
Nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ cũng giống như dầu
mỏ khác, phụ thuộc vào thành phần các hydrocacbon, các chất keo nhựa, hàm
lượng parafin . . . Ngoài ra tỉ lệ giữa parafin và asphalten sẽ quyết định đến nhiệt
độ đông đặc của dầu. Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon no tăng theo số
nguyên tử cacbon, số nguyên tử cacbon càng lớn thì nhiệt độ kết tinh càng cao
và ngược lại.
Nhìn chung dầu thô mỏ Rồng có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt cao hơn
dầu mỏ Bạch Hổ, do chứa nhiều các hợp chất keo nhựa hơn dầu thô khai thác ở
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Số nguyên tử
cacbon
Nhiệt độ kết
tinh(
o
0
: Độ nhớt động lực của dầu thô (m
2
/s)
S : Diện tích bề mặt ma sát (m
2
)
: Gradien vận tốc (1/s)
Ứng suất trượt :
(1.18)
với : Ứng suất trượt của chất lưu ( N/m
2
)
Độ nhớt của chất lỏng Newton chỉ phụ thuộc vào loại chất lỏng mà không
phụ thuộc vào vận tốc trượt và vận tốc trung bình của dòng chảy.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Đối với chất lỏng Newton, quan hệ giữa và là tuyến tính, là một
đường thẳng qua gốc toạ độ với hệ số góc là độ nhớt của chất lỏng:
(1.19)
1.2.3.2 Dạng chất lỏng phi Newton của dầu thô
Dạng chất lỏng phi Newton 1 lưu chất khi chuyển động không tuân theo
định luật Newton, được chia làm 3 loại:
Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến không phụ thuộc thời
gian
Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến phụ thuộc thời gian
Chất lỏng dẻo đàn hồi.
a/ Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến không phụ thuộc thời
với k : Chỉ số độ sệt đặc trưng cho độ nhớt, độ nhớt của chất lỏng càng
lớn thì k càng lớn (hệ số nhớt của chất lỏng giả dẻo)
n : Đặc trưng cho mức độ sai lệch với chất lỏng Newton, n cũng là
hằng số đối với mỗi chất lỏng và gần như không đổi trong một khoảng thay đổi
vận tốc trượt khá lớn
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
(1)
(4)
(3)
(2)
(1) : Chất lỏng Newton
(2) : Chất lỏng Bingham
(3) : Chất lỏng giả dẻo
(4) : Chất lỏng Dilatan
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Ví dụ: Các loại huyền phù chứa hạt không đối xứng, dung dịch polime. . .
đều thuộc loại chất lỏng giả dẻo.
Chất lỏng Dilatan.
Không có giới hạn độ linh động nhưng khi gradien vận tốc tăng thì độ nhớt
tăng. Chất lỏng Dilatan là huyền phù đậm đặc mà các phân tử lơ lửng có sức đẩy
nhau ra.
Phương trình đặc trưng cho chất lỏng Dilatan :
(1.22)
Trong đó n > 1, ứng suất trượt thì giống như chất lỏng Newton ở giai đoạn
gradien vận tốc nhỏ nhưng khi gradien vận tốc đạt đến một giá trị nhất định thì
tăng đột ngột.
b/ Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến phụ thuộc thời gian.
Đây là loại chất lỏng không thể mô tả bằng phương trình đặc trưng tính
lưu biến, bao gồm 2 loại:
Chất lỏng Thixotropy có cấu trúc biến đổi khi tốc độ biến dạng
độ nhớt của chất lỏng
D: Thông số tốc độ trượt của lưu chất, tác nhân này ảnh hưởng rất nhiều
đến độ nhớt của chất lỏng. Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm độ
nhớt của chất lỏng.
t: Thông số thời gian, nó ảnh hưởng đến độ nhớt một vài chất thuộc vào
dạng chất lỏng có đặc tính lưu biến phụ thuộc thời gian.
Ngoài các thông số cơ bản trên một số thông số đặc trưng sau đây cũng có
ảnh hưởng đến các tính chất lưu biến của dầu thô.
Ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưu biến của
dầu tầng móng.
Sự xuất hiện nước trong dầu mỏ rồng làm cho tính chất lưu biến của dầu
xấu đi đáng kể. Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứng
suất trượt động của nhũ tương dầu - nước bắt đầu tăng một cách đáng kể.
Bảng 1. 5 Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu - nước
T
(
o
C)
Độ nhớt dẻo (mPa.s) của nhũ dầu – nước ở các điều kiện ngậm
nước
0% 10% 30% 40% 60% 68% 73% 82%
50 5,0 7 11 22 52 57 55 53
40 5,4 8 18 32 142 253 197 156
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
35 11 71 54 180 450 671 617 283
30 127 325 323 575 881 1111 1213 491
26 481 725 1120 1482 1635 1782 1563 616
Ứng suất trượt động (Pa )
40 0 0,2 0,4 0,7 1,8 2,6 2,3 1,2
Bảng 1.6 Kết quả ảnh hưởng của mức độ ngậm nước và khí đến tính lưu
biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 10 30 40 60 68 73 82Hàm lượng nước ,%
Độ nhớt dẻo, Pa.s
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Độ nhớt dẻo của dầu ở các mức độ bão hồ khí và ngậm nước , mPa.s
Nhiệt độ đo
O
C
44,7 m
3
(khí) /T (dầu)
65,5
m
3
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
đặc điểm làm cho dầu có độ nhớt cao nhưng nhiệt độ động đặc của dầu không
cao.Tuy nhiên những chất lắng đọng này lại bám dính, rất khó bị xử lý.
Từ kết quả nghiên cứu thực nghiệm chỉ ra rằng tính chất lưu biến của dầu
thô mỏ Rồng ở nhiệt độ thấp hơn 40
o
C tương ứng với cơ chế chuyển từ pha phân
tán tự do về pha phân tán liên kết. Khi đó làm tăng đáng kể độ nhớt dẻo, ứng
suất trượt tĩnh và ứng suất trượt động. Hiện tượng đó dẫn đến những trở ngại
đáng kể trong việc vận chuyển dầu thô trong các đường ống dẫn công nghiệp
nằm ở đáy biển không được bọc các lớp cách nhiệt.
1.2.4Nghiên cứu hiện tượng lắng đọng parafin.
Lắng đọng parafin trên thành ống là hiện tượng phổ biến khi vận
chuyển dầu thô mỏ Rồng bằng đường ống không cách nhiệt và nhiệt độ thấp hơn
nhiệt độ kết tinh parafin. Nó phụ thuộc vào thành phần hoá học của dầu, mức độ
tổn thất nhiệt và chế độ khai thác, vận chuyển. Kết quả phân tích thành phần
chất lắng đọng cho thấy đây là hỗn hợp gồm các parafin nặng, asphalten, tạp
chất cơ học . . . Trong đó asphalten và parafin chiếm một tỷ lệ lớn.
a/ Điều kiện thành tạo và nguyên nhân lắng đọng parafin.
Có 3 yếu tố tạo điều kiện hình thành các lớp lắng đọng parafin.
Sự tồn tại trong dầu những hạt rắn parafin tách ra từ trạng thái hồ tan khi
dầu bị nguội (yếu tố nhiệt độ)
Khí bị tách ra dọc dòng chảy trong đường ống (yếu tố khí)
Độ nhớt của dầu (yếu tố độ nhớt)
Ngoài ra do trạng thái bên trong của thành ống có độ nhám lớn, không nhẵn
bóng làm tăng hệ số ma sát dẫn đến mất năng lượng dọc đường, kéo theo tổn
hao áp suất bơm chuyển tăng. Khi áp suất giảm nhanh và giảm đến một giá trị
nào đó thì khí bắt đầu tách ra khỏi hỗn hợp. Khi đó trạng thái của hệ mất cân
bằng về nhiệt động học làm cho các tinh thể parafin có điều kiện hình thành.
Bên cạnh đó, nhiệt độ kết tinh của từng loại parafin của mỗi loại dầu khác
Tốc độ khuếch tán của parafin hồ tan ra thành ống được xác định theo
khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống tính bằng phương trình
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Fick như sau:
(1.23)
Trong đó:
m: Khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống trên một
đơn vị diện tích trong thời gian 1 giây (kg/m
2
.s)
: Khối lượng riêng của parafin rắn (kg/m
3
)
D: Hệ số khuếch tán của parafin trong dầu (m
2
/s)
dC/dr: Gradien tập trung parafin hồ tan theo nhiệt độ (1/
o
C)
dT/dr: Gradien nhiệt độ theo khoảng cách (
o
C/m)
Theo kinh nghiệm hệ số khuếch tán parafin tỷ lệ nghịch với độ nhớt động
lực của dầu.
D = B/µ
Trong đó:
B: Hằng số tỷ lệ ứng với từng loại dầu
µ: Độ nhớt động lực của dầu .
Trên nhiệt độ bão hồ parafin, dầu chưa bão hồ parafin và gradien tập
động và có sự tách khí từ dầu, các dạng parafin khó nóng chảy hơn ban đầu bắt
đầu hình thành các tinh thể.
Ở thời kỳ đầu của quá trình nêu trên, thực tế chưa ảnh hưởng đến khả
năng nâng chuyển chất lỏng trong cần ống khai thác hoặc ống dẫn. Tuy nhiên,
tuỳ theo sự giảm nhiệt độ, quá trình đó có ảnh hưởng rõ rệt đến tính chất lưu
biến của dầu khai thác và vận chuyển.
Quá trình lắng đọng parafin cao phân tử trên thành ống làm thu hẹp dần
tiết diện ướt của dòng chảy và có ảnh hưởng xấu đến khả năng nâng chuyển chất
lỏng. Quá trình lắng đọng parafin trong cần ống khai thác, trong đường ống dẫn
và trong các bình chứa là các hiện tượng khá phức tạp phụ thuộc vào thành phần
các chất nhựa, asphalten có trong dầu thô.
1.2.5 Các chỉ tiêu đặc tính hoá lý dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Copyright: Tài liệu đại học ©