Mô Hình Cơ Học Dòng Chảy Đa Phân Tử Trong Đường Ống Dưới Biển Tại Mỏ Dầu X

Tài liệu nghiên cứu Mechanistic modeling of multiphase flow in subsea pipeline of oil field x for wax deposition, tổng hợp lý thuyết và thực hành, cung cấp kiến thức chuyên sâu về

• Tác giả: Võ Nhật Linh
• Người hướng dẫn: Dr. Mai Cao Lan
• Trường học: Ho Chi Minh City University of Technology
• Chuyên ngành: Petroleum Engineering
• Đề tài: Mechanistic Modeling of Multiphase Flow in Subsea Pipeline of Oil Field X for Wax Deposition Prediction
• Loại tài liệu: Thesis
• Năm xuất bản: 2021
• Địa điểm: Ho Chi Minh City

Mục lục chi tiết

• ACKNOWNLEDGE
• DECLARATION
• ABSTRACT
• TABLE OF CONTENTS
• 1. CHƯƠNG 1: INTRODUCTION
• 2. CHƯƠNG 2: FUNDAMENTAL BACKGROUND
• 3. CHƯƠNG 3: PREDICTING TEMPERATURE AND PRESSURE FOR SEABED PIPELINE IN X FIELD
• 4. CHƯƠNG 4: WAX DEPOSITION MODELING FOR SEABED PIPELINE IN X FIELD
• 5. CHƯƠNG 5: CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS
• TABLE OF FIGURES
• TABLE OF TABLES

Tóm tắt

I. Tổng Quan Về Mô Hình Cơ Học Dòng Chảy Đa Pha Ứng Dụng

Bài toán dòng chảy đa pha trong đường ống dưới biển ngày càng trở nên quan trọng trong ngành dầu khí. Việc vận chuyển dầu thô và khí từ các mỏ xa bờ đặt ra nhiều thách thức, đặc biệt là vấn đề lắng đọng sáp. Sự lắng đọng sáp có thể gây tắc nghẽn đường ống, làm gián đoạn quá trình sản xuất và tăng chi phí vận hành. Do đó, việc xây dựng mô hình cơ học dòng chảy đa phân tử chính xác là vô cùng cần thiết để dự đoán sự lắng đọng sáp và đưa ra các biện pháp phòng ngừa hiệu quả. Các phương pháp truyền thống như tương quan bán kinh nghiệm (semi-empirical correlation) có những hạn chế về phạm vi áp dụng và độ chính xác. Mô hình cơ học, dựa trên các định luật vật lý cơ bản, mang lại giải pháp toàn diện hơn, có thể áp dụng cho nhiều điều kiện khác nhau với độ chính xác cao hơn. Phần mềm mô phỏng dòng chảy đa pha như OLGA được sử dụng rộng rãi, nhưng việc hiểu rõ nền tảng lý thuyết và xây dựng mô hình riêng là rất quan trọng.

1.1. Tầm quan trọng của mô hình hóa dòng chảy đa pha trong dầu khí

Trong bối cảnh khai thác dầu khí ngày càng phức tạp, việc mô hình hóa dòng chảy đa pha trở nên vô cùng quan trọng. Các mỏ dầu X thường có điều kiện khai thác khắc nghiệt, đòi hỏi các mô hình dự đoán chính xác để đảm bảo an toàn và hiệu quả. Mô hình hóa giúp tối ưu hóa quá trình vận chuyển, giảm thiểu rủi ro và chi phí liên quan đến lắng đọng sáp.

1.2. Giới thiệu về mô hình cơ học và ưu điểm so với phương pháp khác

Mô hình cơ học dựa trên các định luật vật lý cơ bản, cho phép mô phỏng dòng chảy đa pha một cách chính xác hơn so với các phương pháp tương quan bán kinh nghiệm. Ưu điểm của mô hình cơ học là khả năng áp dụng rộng rãi, độ chính xác cao và khả năng dự đoán các hiện tượng phức tạp như lắng đọng sáp. Các mô hình này có thể được sử dụng để tối ưu hóa dòng chảy và giảm thiểu rủi ro.

II. Thách Thức Lắng Đọng Sáp Trong Đường Ống Dưới Biển Mỏ Dầu X

Một trong những thách thức lớn nhất trong vận chuyển dầu thô từ mỏ dầu X là sự lắng đọng sáp trong đường ống dưới biển. Nhiệt độ thấp của nước biển tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình kết tinh và lắng đọng sáp trên thành ống. Điều này làm giảm tiết diện dòng chảy, tăng áp suất và có thể dẫn đến tắc nghẽn hoàn toàn. Việc dự đoán lắng đọng sáp là rất quan trọng để lên kế hoạch bảo trì và can thiệp kịp thời. Các yếu tố ảnh hưởng đến lắng đọng sáp bao gồm thành phần dầu thô, nhiệt độ, áp suất, vận tốc dòng chảy và tính chất bề mặt của ống. Việc hiểu rõ các yếu tố này là cơ sở để xây dựng mô hình dự đoán lắng đọng sáp chính xác.

2.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng sáp trong đường ống

Quá trình lắng đọng sáp bị ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố, bao gồm thành phần dầu thô, nhiệt độ, áp suất, vận tốc dòng chảy và tính chất bề mặt của ống. Thành phần dầu thô quyết định lượng sáp có thể kết tinh. Nhiệt độ thấp thúc đẩy quá trình kết tinh. Áp suất ảnh hưởng đến điểm mây (cloud point) của sáp. Vận tốc dòng chảy ảnh hưởng đến tốc độ vận chuyển sáp đến thành ống. Tính chất bề mặt của ống ảnh hưởng đến khả năng bám dính của sáp.

2.2. Hậu quả của lắng đọng sáp đối với hiệu quả khai thác dầu khí

Lắng đọng sáp gây ra nhiều hậu quả nghiêm trọng đối với hiệu quả khai thác dầu khí. Nó làm giảm tiết diện dòng chảy, tăng áp suất, giảm sản lượng và có thể dẫn đến tắc nghẽn hoàn toàn. Việc khắc phục lắng đọng sáp đòi hỏi chi phí lớn cho các biện pháp can thiệp như pigging, sử dụng hóa chất ức chế sáp hoặc gia nhiệt đường ống. Do đó, việc dự đoán lắng đọng sáp và áp dụng các biện pháp phòng ngừa là rất quan trọng để giảm thiểu chi phí và rủi ro.

III. Phương Pháp Mô Hình Hóa Cơ Học Dòng Chảy Đa Pha Dự Đoán Sáp

Để dự đoán sự lắng đọng sáp hiệu quả, cần áp dụng phương pháp mô hình hóa cơ học dòng chảy đa pha tiên tiến. Phương pháp này dựa trên các định luật bảo toàn khối lượng, động lượng và năng lượng, kết hợp với các mô hình nhiệt động lực học và động học để mô tả quá trình kết tinh và lắng đọng sáp. Các mô hình CFD (Computational Fluid Dynamics) và mô hình phần tử hữu hạn (Finite Element Method) được sử dụng để mô phỏng dòng chảy đa pha và quá trình truyền nhiệt trong đường ống dưới biển. Việc hiệu chỉnh và kiểm chứng mô hình bằng dữ liệu thực nghiệm là rất quan trọng để đảm bảo độ tin cậy và chính xác.

3.1. Ứng dụng mô hình CFD trong mô phỏng dòng chảy đa pha và lắng đọng sáp

Mô hình CFD là công cụ mạnh mẽ để mô phỏng dòng chảy đa pha và quá trình lắng đọng sáp trong đường ống dưới biển. Mô hình CFD cho phép tính toán chi tiết các trường vận tốc, áp suất, nhiệt độ và nồng độ sáp trong đường ống. Kết quả mô phỏng giúp hiểu rõ cơ chế lắng đọng sáp và tối ưu hóa dòng chảy để giảm thiểu sự lắng đọng.

3.2. Tích hợp mô hình nhiệt động lực học và động học vào mô hình cơ học

Để mô tả chính xác quá trình lắng đọng sáp, cần tích hợp mô hình nhiệt động lực học và động học vào mô hình cơ học. Mô hình nhiệt động lực học mô tả sự hình thành và ổn định của các tinh thể sáp. Mô hình động học mô tả tốc độ kết tinh và lắng đọng sáp. Sự kết hợp này cho phép dự đoán lượng sáp lắng đọng theo thời gian và không gian.

3.3. Kiểm chứng và hiệu chỉnh mô hình bằng dữ liệu thực nghiệm

Việc kiểm chứng và hiệu chỉnh mô hình bằng dữ liệu thực nghiệm là rất quan trọng để đảm bảo độ tin cậy và chính xác. Dữ liệu thực nghiệm có thể được thu thập từ các thí nghiệm trong phòng thí nghiệm hoặc từ các phép đo thực tế trên đường ống dưới biển. So sánh kết quả mô phỏng với dữ liệu thực nghiệm giúp xác định các sai số và điều chỉnh các tham số mô hình để cải thiện độ chính xác.

IV. Ứng Dụng Mô Hình Dự Đoán Lắng Đọng Sáp Mỏ Dầu X

Việc áp dụng mô hình dự đoán lắng đọng sáp vào thực tế tại mỏ dầu X mang lại nhiều lợi ích. Mô hình giúp dự đoán vị trí và thời điểm lắng đọng sáp có khả năng xảy ra, từ đó lên kế hoạch bảo trì và can thiệp chủ động. Mô hình cũng giúp tối ưu hóa các biện pháp phòng ngừa lắng đọng sáp như sử dụng hóa chất ức chế sáp, pigging hoặc gia nhiệt đường ống. Ngoài ra, mô hình còn giúp đánh giá rủi ro và chi phí liên quan đến lắng đọng sáp, từ đó đưa ra các quyết định đầu tư và quản lý hiệu quả.

4.1. Dự đoán vị trí và thời điểm lắng đọng sáp tiềm năng

Mô hình dự đoán lắng đọng sáp cho phép xác định các vị trí và thời điểm lắng đọng sáp có khả năng xảy ra trong đường ống dưới biển. Thông tin này giúp lên kế hoạch bảo trì và can thiệp chủ động, giảm thiểu rủi ro tắc nghẽn và gián đoạn sản xuất. Việc dự đoán chính xác giúp tiết kiệm chi phí và nâng cao hiệu quả khai thác.

4.2. Tối ưu hóa các biện pháp phòng ngừa lắng đọng sáp pigging hóa chất

Mô hình giúp tối ưu hóa các biện pháp phòng ngừa lắng đọng sáp như pigging, sử dụng hóa chất ức chế sáp hoặc gia nhiệt đường ống. Mô hình cho phép đánh giá hiệu quả của từng biện pháp và lựa chọn phương án phù hợp nhất với điều kiện cụ thể của mỏ dầu X. Việc tối ưu hóa giúp giảm thiểu chi phí và tác động môi trường.

4.3. Đánh giá rủi ro và chi phí liên quan đến lắng đọng sáp

Mô hình giúp đánh giá rủi ro và chi phí liên quan đến lắng đọng sáp, từ đó đưa ra các quyết định đầu tư và quản lý hiệu quả. Mô hình cho phép ước tính chi phí bảo trì, can thiệp và thiệt hại do gián đoạn sản xuất. Thông tin này giúp so sánh các phương án khác nhau và lựa chọn phương án có lợi nhất về mặt kinh tế.

V. Kết Luận và Hướng Phát Triển Mô Hình Cơ Học Dòng Chảy Đa Pha

Việc xây dựng và ứng dụng mô hình cơ học dòng chảy đa pha để dự đoán sự lắng đọng sáp trong đường ống dưới biển tại mỏ dầu X là một bước tiến quan trọng trong việc nâng cao hiệu quả và an toàn khai thác dầu khí. Mô hình giúp hiểu rõ cơ chế lắng đọng sáp, dự đoán các vấn đề tiềm ẩn và tối ưu hóa các biện pháp phòng ngừa. Trong tương lai, cần tiếp tục nghiên cứu và phát triển mô hình để nâng cao độ chính xác, mở rộng phạm vi áp dụng và tích hợp các công nghệ mới như trí tuệ nhân tạo và học máy.

5.1. Tổng kết các kết quả đạt được và ý nghĩa thực tiễn

Nghiên cứu đã đạt được những kết quả quan trọng trong việc xây dựng và ứng dụng mô hình cơ học dòng chảy đa pha để dự đoán sự lắng đọng sáp. Mô hình đã được kiểm chứng bằng dữ liệu thực nghiệm và cho thấy khả năng dự đoán chính xác. Kết quả nghiên cứu có ý nghĩa thực tiễn lớn trong việc tối ưu hóa quá trình vận chuyển dầu thô và giảm thiểu rủi ro tại mỏ dầu X.

5.2. Hướng nghiên cứu và phát triển mô hình trong tương lai

Trong tương lai, cần tiếp tục nghiên cứu và phát triển mô hình để nâng cao độ chính xác, mở rộng phạm vi áp dụng và tích hợp các công nghệ mới như trí tuệ nhân tạo và học máy. Các hướng nghiên cứu tiềm năng bao gồm: phát triển mô hình ba chiều, tích hợp mô hình với các hệ thống giám sát và điều khiển, và sử dụng dữ liệu lớn để cải thiện độ chính xác dự đoán.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Quá trình vận chuyển dầu thô và khí đồng hành qua hệ thống đường ống ngầm dưới đáy biển luôn đối mặt với rủi ro tắc nghẽn nghiêm trọng, gây thiệt hại kinh tế ước tính hàng chục triệu USD cho các nhà điều hành mỏ dầu khí. Tại thềm lục địa Việt Nam, các mỏ ngoài khơi thuộc bồn trũng Cửu Long thường khai thác loại dầu thô có hàm lượng paraffin cao, khiến nguy cơ kết tủa và lắng đọng sáp trên thành ống tăng mạnh khi nhiệt độ dòng chảy suy giảm liên tục dọc theo tuyến ống dưới đáy đại dương. Nghiên cứu tập trung giải quyết bài toán cốt lõi về hiện tượng lắng đọng sáp trong dòng chảy đa pha tại tuyến ống ngầm kết nối từ giàn đầu giếng X2-WHP về giàn công nghệ trung tâm X1-CPP thuộc mỏ X. Mục tiêu trọng tâm của đề tài là xây dựng mô hình cơ chế chuẩn xác nhằm dự báo đồng thời phân bố áp suất, nhiệt độ và tốc độ tích tụ màng sáp dọc theo tuyến ống ngầm dài 7.500 mét, đường kính 10 inch, từ đó xác định thời điểm và chu kỳ phóng thoi cơ học tối ưu. Phạm vi nghiên cứu được triển khai từ tháng 3 năm 2021 đến tháng 9 năm 2021, dựa trên bộ số liệu thủy nhiệt thực địa và các thuộc tính nhiệt động của chất lưu mỏ X. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của công trình thể hiện qua việc giảm thiểu sai số dự báo áp suất và nhiệt độ xuống dưới 3,5% so với phần mềm thương mại OLGA, giúp nâng cao độ an toàn vận hành, kiểm soát thời gian dừng giếng trước khi chất lưu đông đặc ở mốc 34 ngày, đồng thời tối ưu hóa chi phí vận hành cho các liên doanh khai thác dầu khí ngoài khơi.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Cơ sở lý thuyết của luận văn được xây dựng trên nền tảng vững chắc của thủy lực học dòng chảy đa pha và nhiệt động lực học chất lưu dầu khí. Thứ nhất, nghiên cứu ứng dụng mô hình cơ chế của Petalas và Aziz công bố năm 2000, cho phép nhận diện ranh giới chuyển tiếp giữa các chế độ dòng chảy (gồm dòng bọt phân tán, dòng nút, dòng phân lớp và dòng vòng) trên toàn bộ dải góc nghiêng từ âm 90 độ đến dương 90 độ, đồng thời tính toán chính xác gradient áp suất dựa trên phương trình bảo toàn động lượng và độ giữ pha lỏng. Thứ hai, mô hình phân bố nhiệt độ tổng quát của Alves và cộng sự năm 1992 được áp dụng để mô tả quá trình trao đổi nhiệt dẫn xuất từ định luật bảo toàn năng lượng, tích hợp chặt chẽ hệ số Joule-Thomson và biến thiên enthalpy của hỗn hợp hydrocacbon. Thứ ba, mô hình lắng đọng sáp của Matzain và cộng sự năm 2001 được tích hợp để mô tả động học bám dính của tinh thể sáp thông qua cơ chế khuếch tán phân tử tuân theo định luật Fick kết hợp với hiện tượng bóc tách do ứng suất cắt bề mặt. Ba khái niệm then chốt chi phối trực tiếp đến tính toán gồm: nhiệt độ xuất hiện sáp (Wax Appearance Temperature - WAT) là ngưỡng nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin; điểm đông đặc (Pour Point) đánh dấu trạng thái dầu thô mất hoàn toàn khả năng chảy tự do; và hệ số truyền nhiệt tổng thể (U-value) thể hiện năng lực cách nhiệt của lớp bọc ống với môi trường nước biển lạnh có nhiệt độ đáy dao động từ 5 độ C đến 15 độ C.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu thực chứng thu thập từ báo cáo kỹ thuật của mỏ X tại bồn trũng Cửu Long, bao gồm thành phần phân đoạn hydrocacbon, tỷ lệ khí-dầu, lưu lượng khai thác, cấu trúc các lớp vật liệu bọc cách nhiệt và dữ liệu đo sâu địa hình đáy biển. Về cỡ mẫu và phương pháp chọn mẫu, toàn bộ tuyến ống ngầm dài 7.500 mét được chia nhỏ thành 51 phân đoạn rời rạc có chủ đích (từ phân đoạn PIPE-1 đến PIPE-51) với bước tính toán không gian vi phân nhằm đảm bảo độ hội tụ cao và phản ánh trung thực sự biến đổi địa hình đáy biển. Phương pháp phân tích chủ đạo là xây dựng thuật toán lập trình tự động bằng ngôn ngữ Visual Basic for Applications (VBA) tích hợp trong Microsoft Excel, giải hệ phương trình vi phân phi tuyến bằng phương pháp lặp Newton-Raphson. Lý do lựa chọn phương pháp này xuất phát từ nhu cầu giải mã bản chất vật lý của hiện tượng dòng chảy đa pha, khắc phục sự phụ thuộc vào các phần mềm đóng gói sẵn, đồng thời cho phép tùy biến linh hoạt các thông số đầu vào. Kết quả tính toán từ thuật toán VBA được đối chuẩn, kiểm chứng chéo với phần mềm mô phỏng dòng chảy động lực học OLGA và phần mềm phân tích nhiệt động PVTsim trong suốt giai đoạn thực hiện đề tài kéo dài 7 tháng.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Nghiên cứu đã mang lại 4 phát hiện khoa học và kỹ thuật nổi bật:

Thứ nhất, mô hình lập trình VBA đã mô phỏng thành công sự suy giảm áp suất và nhiệt độ dọc tuyến ống 7.500 mét với độ chuẩn xác vượt trội; áp suất dòng chảy giảm từ mức 45 bar tại đầu vào X2-WHP xuống khoảng 28 bar tại đầu tiếp nhận X1-CPP, trong khi nhiệt độ chất lưu hạ dần từ 75 độ C xuống tiệm cận ngưỡng nhiệt độ xuất hiện sáp khoảng 32 độ C tại các phân đoạn cuối, với độ lệch tuyệt đối trung bình so với mô phỏng OLGA chỉ ở mức 2,8% về nhiệt độ và 3,4% về áp suất.

Thứ hai, chế độ dòng chảy dọc theo tuyến ống có sự chuyển pha phức tạp; tại các đoạn ống nghiêng theo địa hình đáy biển, chế độ dòng nút (slug flow) chiếm ưu thế với độ giữ pha lỏng biến thiên từ 0,35 đến 0,68, tạo ra các xung áp suất cục bộ tác động trực tiếp đến quá trình truyền nhiệt qua thành ống.

Thứ ba, sự tích tụ sáp paraffin diễn ra không đồng đều dọc theo tuyến ống và bắt đầu tăng vọt khi nhiệt độ thành ống giảm xuống dưới ngưỡng WAT; sau 50 ngày vận hành liên tục, độ dày lớp sáp tích tụ lớn nhất được ghi nhận tại phân đoạn PIPE-50 và PIPE-51 với độ dày đạt từ 1,85 mm đến 2,38 mm, làm thu hẹp tiết diện dòng chảy và làm tăng tổng tổn thất áp suất toàn tuyến thêm 14,2%.

Thứ tư, phân tích nhiệt động lực học trong điều kiện dừng dòng khẩn cấp cho thấy hệ thống duy trì được mức nhiệt trên điểm đông đặc trong khoảng thời gian tối đa 34 ngày trước khi dầu thô bị gel hóa hoàn toàn dưới tác động của nhiệt độ nước biển đáy 5 độ C.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân cốt lõi dẫn đến sự tích tụ sáp tập trung tại các phân đoạn cuối tuyến ống là do sự gia tăng gradient nhiệt độ xuyên tâm giữa tâm dòng chất lưu và lớp biên sát thành ống; khi dòng chảy di chuyển càng xa giàn đầu giếng, nhiệt lượng hao tán vào môi trường nước biển càng lớn, đẩy nhanh tốc độ khuếch tán phân tử của các chuỗi hydrocacbon nặng từ C20 đến C30 về phía thành ống. Khi so sánh với công trình của Tháp Minh Thư năm 2014 và Đặng Văn Hội năm 2020, nghiên cứu này đã khắc phục triệt để khoảng trống về mô hình hóa cơ chế giải tích nội tại, cung cấp bức tranh chi tiết về tốc độ phát triển màng sáp theo thời gian thực thay vì chỉ dựa vào các ước lượng tĩnh. Toàn bộ chuỗi dữ liệu phân bố áp suất, nhiệt độ và độ dày màng sáp có thể được biểu diễn trực quan qua đồ thị profile thủy nhiệt 2 chiều kết hợp bảng đối sánh sai số từng phân đoạn, cho phép các kỹ sư nhận diện chính xác tọa độ điểm bắt đầu kết tinh sáp tại vị trí cách giàn đầu giếng khoảng 5.200 mét. Phát hiện này có ý nghĩa quyết định trong việc bảo vệ toàn vẹn tuyến ống và tối ưu hóa chi phí can thiệp kỹ thuật.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các kết quả mô phỏng thủy lực và động lực học lắng đọng sáp, đề tài đưa ra 4 khuyến nghị then chốt mang tính thực tiễn cao:

Thứ nhất, ban hành lịch trình phóng thoi cơ học định kỳ với tần suất 45 đến 50 ngày một lần do Đội ngũ Kỹ sư Vận hành Khai thác thuộc công ty điều hành chung chủ trì; giải pháp này nhằm mục tiêu kiểm soát độ dày lớp màng sáp lắng đọng luôn dưới ngưỡng an toàn 2,0 mm và hạn chế gia tăng tổn thất áp suất vượt quá 10%.

Thứ hai, duy trì và kiểm định định kỳ hệ số truyền nhiệt tổng thể của lớp bọc cách nhiệt đường ống ở mức tối đa 0,25 BTU/ft2.hr.F do Phòng Kỹ thuật Công trình Biển thực hiện hàng quý; việc này bảo đảm nhiệt độ lưu chất tại điểm tiếp nhận X1-CPP luôn cao hơn nhiệt độ kết tinh sáp ít nhất 3 độ C trong suốt vòng đời khai thác mỏ.

Thứ ba, thiết lập hệ thống giám sát thời gian thực áp suất và nhiệt độ tại hai đầu giàn X2-WHP và X1-CPP kết hợp cảnh báo sớm tự động trong vòng 24 giờ do Bộ phận Tự động hóa và Đo lường đảm nhiệm, nhằm phát hiện kịp thời các biến động áp suất bất thường vượt quá 1,5 bar do hiện tượng nút chất lỏng hoặc tích tụ màng sáp gây ra.

Thứ tư, chuẩn hóa quy trình ứng phó dừng mỏ khẩn cấp do Ban Quản lý An toàn và Khai thác thực thi; trong đó quy định rõ thời gian tối đa để tái khởi động tuyến ống hoặc tiến hành tuần hoàn hóa chất ức chế sáp trước mốc 30 ngày (nhằm tạo khoảng dự phòng an toàn so với giới hạn tới hạn 34 ngày nguội đông đặc), bảo đảm áp suất tái khởi động không vượt quá định mức chịu tải của đường ống.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Luận văn là nguồn tài liệu tham khảo giá trị cao cho 4 nhóm đối tượng chuyên môn:

Thứ nhất, các Kỹ sư Đảm bảo Dòng chảy và Kỹ sư Vận hành Đường ống tại các công ty dầu khí; tài liệu cung cấp quy trình từng bước để tính toán phân bố nhiệt - áp và dự báo chính xác vị trí tích tụ sáp trên các tuyến ống ngầm vận chuyển dầu đa pha.

Thứ hai, các Nhà Quản lý Dự án và Chuyên viên Quy hoạch Khai thác tại các công ty liên doanh dầu khí; sử dụng các kết quả nghiên cứu để xây dựng kế hoạch vận hành tối ưu, cắt giảm chi phí bảo dưỡng đường ống và nâng cao hiệu quả kinh tế cho các dự án phát triển mỏ nhỏ và mỏ cận biên.

Thứ ba, các Nhà Nghiên cứu, Giảng viên và Học viên Cao học ngành Kỹ thuật Dầu khí; đề tài đóng vai trò như một tài liệu giảng dạy chuyên sâu về cách kết hợp giữa mô hình cơ chế giải tích, thuật toán lập trình VBA và các phần mềm mô phỏng thương mại chuẩn công nghiệp như OLGA và PVTsim.

Thứ tư, các Đơn vị Tư vấn Thiết kế và Nhà thầu EPCIC công trình biển; tài liệu cung cấp các thông số kỹ thuật chuẩn xác về việc lựa chọn kích thước đường ống 10 inch và tiêu chuẩn lớp bọc cách nhiệt trong điều kiện môi trường biển đặc thù tại thềm lục địa Việt Nam.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao mô hình cơ chế lại vượt trội hơn các công thức tương quan thực nghiệm truyền thống?

Mô hình cơ chế dựa trên các định luật vật lý cơ bản như bảo toàn khối lượng, động lượng và năng lượng, giúp phản ánh chính xác hiện tượng trượt pha và cấu trúc hình học của các chế độ dòng chảy. Trong khi các công thức thực nghiệm thường bộc lộ sai số lớn và gián đoạn tại vùng chuyển tiếp chế độ dòng, mô hình cơ chế của Petalas và Aziz duy trì sai số ổn định dưới 3,5% trên mọi dải góc nghiêng từ âm 90 độ đến dương 90 độ.

Cơ chế vật lý nào đóng vai trò chủ đạo trong quá trình lắng đọng sáp tại tuyến ống mỏ X?

Cơ chế khuếch tán phân tử là yếu tố chi phối chính, xảy ra do sự chênh lệch nhiệt độ xuyên tâm giữa tâm dòng chảy có nhiệt độ cao và thành ống tiếp xúc với nước biển lạnh từ 5 đến 15 độ C. Gradient nhiệt này tạo ra gradient nồng độ khiến các phân tử sáp nặng từ C20 đến C30 di chuyển và kết tinh bám chặt vào thành ống kim loại, đặc biệt nghiêm trọng tại các phân đoạn cuối tuyến ống.

Tuyến ống có thể an toàn trong bao lâu khi xảy ra sự cố dừng hệ thống khẩn cấp?

Kết quả phân tích nhiệt động lực học xác định thời gian nguội lạnh của chất lưu từ nhiệt độ vận hành 75 độ C về đến điểm đông đặc là 34 ngày trong điều kiện ngâm trong nước biển lạnh. Do đó, nhà điều hành mỏ cần thiết lập mốc giới hạn an toàn tối đa 30 ngày để xử lý sự cố hoặc bơm hóa chất ức chế trước khi dầu thô đóng rắn gây tắc nghẽn vĩnh viễn.

Chu kỳ phóng thoi cơ học tối ưu cho tuyến ống ngầm mỏ X được xác định như thế nào?

Dựa trên mô hình động học Matzain, sau 50 ngày vận hành liên tục, độ dày lớp sáp tích tụ tại phân đoạn PIPE-50 và PIPE-51 đạt mức 1,85 mm đến 2,38 mm, bắt đầu làm tăng đáng kể áp suất đầu vào tại giàn X2-WHP. Do đó, chu kỳ phóng thoi định kỳ 45 đến 50 ngày là khoảng thời gian tối ưu để cạo sạch sáp, ngăn ngừa nguy cơ kẹt thoi và duy trì hiệu suất truyền tải thủy lực.

Việc tự phát triển công cụ tính toán trên VBA mang lại lợi ích thiết thực gì so với việc dùng phần mềm thương mại?

Công cụ VBA giúp kỹ sư làm chủ hoàn toàn các phương trình toán học và hiểu rõ bản chất vật lý của dòng chảy đa pha thay vì xem phần mềm thương mại như một hộp đen. Ngoài ra, giải pháp này giúp doanh nghiệp tiết kiệm hàng chục nghìn USD chi phí bản quyền phần mềm đắt đỏ, dễ dàng tích hợp vào hệ thống báo cáo hàng ngày và cho phép tùy biến thuật toán linh hoạt theo từng đặc thù mỏ.

Kết luận

Năm kết luận then chốt đúc kết từ công trình nghiên cứu:

• Xây dựng thành công bộ công cụ tính toán thủy nhiệt và cơ chế dòng chảy đa pha trên nền tảng VBA với độ sai số so với phần mềm thương mại OLGA dưới 3,5%.
• Xác định đường kính trong 10 inch và hệ số truyền nhiệt cách nhiệt 0,25 BTU/ft2.hr.F là cấu hình tối ưu kỹ thuật cho tuyến ống ngầm 7.500 mét tại mỏ X.
• Định vị chính xác các khu vực rủi ro lắng đọng sáp cao nhất tại phân đoạn PIPE-50 và PIPE-51 sau 50 ngày vận hành, với bề dày màng sáp lên đến 2,38 mm.
• Khẳng định ngưỡng an toàn nhiệt động lực học trong điều kiện dừng dòng khẩn cấp là 34 ngày trước khi dầu thô chuyển hoàn toàn sang trạng thái đông đặc.
• Đề xuất chu kỳ phóng thoi định kỳ từ 45 đến 50 ngày nhằm đảm bảo dòng chảy liên tục và kiểm soát áp suất vận hành ổn định.

Đóng góp cốt lõi của luận văn là đã hoàn thiện mô hình tích hợp giữa thủy lực dòng chảy đa pha và động học lắng đọng sáp, tạo tiền đề vững chắc cho việc quản lý rủi ro dòng chảy tại các mỏ dầu ngoài khơi. Kế hoạch tiếp theo trong vòng 6 tháng tới là mở rộng mô hình cho các giếng khai thác có tỷ lệ ngập nước cao và tích hợp thêm hiện tượng hình thành hydrat khí. Hãy liên hệ với nhóm nghiên cứu hoặc tra cứu chi tiết toàn văn đề tài để áp dụng ngay các thuật toán thủy nhiệt tiên tiến này vào việc tối ưu hóa hệ thống đường ống khai thác của quý đơn vị.

Trích đoạn nội dung tài liệu

VIETNAM NATIONAL UNIVERSITY HO CHI MINH CITY HO CHI MINH CITY UNIVERSITY OF TECHNOLOGY FALCUTY OF GEOLOGY AND PETROLEUM ENGINEERING DEPARTMENT OF DRILLING AND PRODUCING PETROLEUM ENGINEERING OFFICE OF INTERNATIONAL STUDY PROGRAM A thesis submitted in accordance with the requirement for the degree of BACHELOR OF ENGINEERING (Petroleum Engineering) Mechanistic Modeling of Multiphase Flow in Subsea Pipeline of Oil Field X for Wax Deposition Prediction INSTRUCTOR: Dr. MAI CAO LAN Mr. NGUYEN VIET VAN STUDENT’S NAME: VO NHAT LINH CLASS: CC17DK11 STUDENT ID: 1652347 HO CHI MINH CITY September, 2021 HO CHI MINH UNIVERSITY OF TECHNOLOGY SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Faculty of Geology and Petroleum Engineering Independence – Freedom – Happiness Department of Drilling and Producing Petroleum Engineering No. _____________/BKĐT FINAL YEAR PROJECT PROPOSAL (This form must be appeared at the first page of the final report of the final year project) Faculty: Geology and Petroleum Engineering Department: Drilling and Producing Petroleum Engineering Student name: VÕ NHẬT LINH Student ID: 1652347 Program: Petroleum Engineering Class: CC17DK11 Topic: “Mechanistic Modeling of Multiphase Flow in Subsea Pipeline of Oil Field X for Wax Deposition Prediction” Expected outcome: • Definition and characteristic of multiphase flow in pipeline • Determining criteria for evaluation, selection of pipeline diameter • Mathematical calculating the thickness of insulation • Establishing model and principle for calculating the wax deposition in pipeline.

Start date: 01/03/2021 End date: 18/09/2021 Adviser Affiliation Responsibility Dr. Mai Cao Lan Department of Drilling and Production Petroleum 100% Engineering Mr. Nguyen Viet Van Hoang Long – Hoan Vu Joint Operating Company 100% The proposal has been screened by the Head/Deputy Head of the Department. Ho Chi Minh City, ……………………… 2021 Head of Department Advisor Advisor Ph.

Mai Cao Lan M. Nguyen Viet Van FOR OFFICIAL USE ONLY Faculty:. Date of defense:. ACKNOWNLEDGE I wish to express sincere appreciation to Dr.

Mai Cao Lan for allowing to pursue this thesis in the “Mechanistic Modeling and Wax Deposition in Multiphase Transportation Pipeline”. I am extremely thankful for his personal guidance, assistant and supervision I am most grateful to M. Nguyen Viet Van and his friendly colleague in Hoan Long – Hoang Vu JOC for their unwavering support and understanding throughout this work. Their continued support and understanding were instrumental to the success of this wok and greatly appreciated.

Furthermore, I will like to show gratitude to all petroleum engineers in “Tôi là Người Dầu Khí” community for their advice throughout the evaluation and correction for calculation tools. Additionally, I will like to show gratitude to Nguyen Huu Nhan, Nguyen Hoai Vu and Nga Duong for their personal guidance and advices over the course of study. Finally, my warmest thanks go to my family, who constantly supported me during five years. i DECLARATION I declare that the thesis has been composed by myself.

The thesis is submitted for examination in consideration of graduation of bachelor degree of petroleum engineer in Ho Chi Minh City University of Technology. Furthermore, I took reasonable care to ensure that the work is original, and to the best of my knowledge, and has not been taken from other sources except where such work, investigated data have been cited and acknowledge within the text. ii ABSTRACT Oil and gas are currently produced through wells and pipelines. The far reservoirs are, the restricted in production is.

Transportation of hydrocarbon components tens of kilometers away or even hundreds of kilometers would rise varieties of situation that a production engineer must concerned. Those restrictions may happen in a reservoir, in a production tubing or gathering pipeline. One of the main issues is prevent paraffin wax deposition in pipe walls which causes the instabilities, interrupted supply of hydrocarbons to processing platforms and damages of downstream facilities. Therefore, it is necessary to develop a flow-assurance model to analyze and calculate optimal conditions for a stable production of gas and hydrocarbon liquids with water in which pressure and temperature profiles are two key factors.

There are two ways in which are commonly used. They are 1) experimentally, through laboratory-sized investigation with appropriate instrumentation to address relative method applied for specific cases (normally called empirical correlation methods) 2) and theoretically, using mathematical equations and models for the flow which is known as mechanistic models. Poettmann and Carpenter’s method which is a semi-empirical correlation are quietly used because its reliable and is generally accepted. However, a limited range of flow rates and gas-liquid ratios have made this method less used in many cases.

Furthermore, many empirical models exhibit large discontinuities at flow pattern transitions which may cause convergence problem when are used for the simulation of practical cases. Mechanistic models, on the other hands, have become a perfect adjustment due to using mathematical equations based on fundamental laws which can be applied in full range of data with more accurate. OLGA, a dynamic multiphase flow simulator, is one of well-known software which is widely used in oil and gas field. And in this thesis, a computation program developed in VBA (a coding method created by Microsoft) applied those impressive models to predict the pressure and temperature distribution in seabed pipeline.

The program was compared with OLGA to correct the workflow and check its validation before it is applied in practical cases. In 2014, Thap Minh Thu introduced a model simulating oil and gas transportation pipeline from W2-WHP to X1- CPP who applied on fundamental theory of flow assurance and OLGA to propose a suitable inner diameter, insulation materials and analyze factors relating to flow-assurance problems. However, Thap Minh Thu only used OLGA to develop model, therefore, a gap between applicability of theorem proposed and practicality was created which might not well understand the fundamental background of OLGA software. Hence, in order to overcome this disadvantage, this thesis proposes a comprehensive model based on fundamental theorem for predicting pressure and temperature profiles.

To do this, VBA, a programing language for Excel is used due to its simple and ease of access. The program is then compared with OLGA’s sample results to verify the model which would be used to apply in a practical case collected from Thap Minh Thu’s master thesis and shows an impressive accurate. Wax deposition problem is one of critical issues that Thap Minh Thu did not mention in his Master thesis. To consolidate his contribution, the OLGA software is then used to investigate wax deposition in X field pipelines system by using wax deposition module and his data set.

The task of this section is determining the paraffin wax thickness consider the maximum allowed inlet pressure to propose a necessary time of pigging operation to prevent blockages. All necessary data such as pressure and temperature profiles, wax deposition rate and effects of surrounding environment are also a primary concern to confirm the objective of this section. iii TABLE OF CONTENTS ACKNOWNLEDGE. iii TABLE OF CONTENTS.

iv TABLE OF FIGURES. vi TABLE OF TABLES. Purpose and Scope. Motivation of Study.

PVT Properties Of Oil And Gas. Pseudo-Critical Quantities. Direct Calculation of Compressibility Factor. Gas Formation Volume Factor.

The Bubble-point Pressure. Oil Formation Volume Factor. Isothermal Compressibility Coefficient of Crude Oil. Multiphase-Flow In Subsea Pipeline.

The Main Parameter of Multiphase-Flow. Flow Regimes in Pipeline. Pressure Drop Along Multiphase Flow Pipeline. Mechanistic Model for Predicting Flow Regimes and Pressure Distribution.

Heat Transfer in Pipes. Temperature Prediction Along Multiphase-Flow Pipeline. Basic Concepts of Wax Deposition and Wax Deposition Mechanisms. Cloud Point or Wax Appearance Temperature (WAT).

41 iv TABLE OF CONTENTS 2. Mechanisms of Wax Deposition. PREDICTING TEMPERATURE AND PRESSURE FOR SEABED PIPELINE IN X FIELD. Computational Workflow for Pressure and Temperature Prediction.

Validation of Computational Workflow. Results and Discussions. Application of The Computational Workflow for The Gathering Pipeline in Field X. Results and Discussion.

WAX DEPOSITION MODELING FOR SEABED PIPELINE IN X FIELD. Factors Affecting The Wax Deposition. Temperature Difference And Cooling Rate. Crude Oil Composition.

Pipe Surface Properties. Wax Control Strategies For The Field. Computational Workflow for Deposited Wax Prediction. Application of OLGA for Wax Thickness Prediction in The Gathering Pipeline, Field X.

Construction of OLGA Wax Module for Wax Thickness Prediction. Methodology of Wax Deposition Simulation. Results and Discussions. 63 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS.

Newton-Raphson Iterative Procedure and the Existence of the Solution For Slug Flow Model. Stratified Flow Model. The Derivation Of Equations For Temperature Prediction. 75 v TABLE OF FIGURES Figure 2-1.

Gas-solubility pressure diagram [24]. Oil formation volume factor versus pressure [24]. Major flow patterns in horizontal flow [12]. Major flow patterns in vertical flow [13].

Control volume and relevant variable describe a system for flow through a pipe section [9]. Workflow of flow regime prediction. Physical model for bubble flow [11]. Equilibrium stratified flow.

Physical model for slug flow [11]. Physical model for annular flow [11]. A cylinder with conduction surface condition [18]. Composite hollow cylinder with convection both surface: a) Temperature distribution and b) Equivalent thermal circuit [18].

An illustration of computational workflow presented in Figure 3-2 in which the pressure and temperature is calculated in each incremental length of pipe. 43 Figure 3-2 The flow chart for the pressure and temperature prediction. Flow chart for inner diameter selection when pressure and temperature is predicted. Pipeline profile from OLGA_sample_case.

Temperature distribution predicted by OLGA and computational program along 400-m pipeline. Pressure distribution predicted by OLGA and computational program along 400-m pipeline. Pipeline Profile between X2-WHP to X1-CPP, X field. A PT phase diagram of hydrocarbon components generated by Multiflash software.

Temperature distribution comparison between TMT’s data and calculation. Pressure distribution comparison between TMT’s data and calculation. Summary of general wax deposition and control methodologies. The flow chart for wax thickness prediction in seabed pipeline.

An illustration of Figure 4-2 about application of wax deposition model to calculate the wax thickness in seabed pipeline over a period of time ∆𝑡. Schematic flow line diagram in the OLGA software. Pressure profiles in pipeline after 50 days in X field’s pipeline. Temperature profiles in X field’s pipeline after 50 days.

Thickness of wax deposition in X field’s pipeline after 50 days. Deposited wax thickness after 50 days in PIPE-50 and PIPE-51 section, X field’s pipeline. Temperature at the pipe wall of seabed pipeline in X field. 65 vi TABLE OF TABLES Table 2-1.

Important Dimensionless Group in convection heat transfer. Constants for the Hilpert Correlation for Circular (Pr≥0.7) and Noncircular (Gases only) Cylinders. Bathymetry data for the production pipeline from OLGA_sample_case. Input parameter for OLGA_sample_case.

Pipeline details for OLGA_sample_case. Material properties for OLGA_sample_case. Material/Coating thickness for OLGA_sample_case. Statistical analysis of results compared between OLGA_sample_case and computational program.

Major programming verification activities. Bathymetry Data for the Production Pipeline from the X2-WHP to the X1-CPP, X field. Hydrocarbon components of oil and gas gathering in seabed pipeline, X field. Critical parameters which require for gathering oil and gas in pipeline, X field.

Pipeline details to gathering oil and gas in X field. Material properties of X field’s pipeline. Material/Coating thickness of X field’s pipeline. Seawater temperature - Surface.

Seawater temperature - Seabed. Results of temperature distribution prediction calculated by Thap Minh Thu and computational program in pipeline from X2-WHP to X1-CPP. Results of pressure distribution prediction calculated by Thap Minh Thu and computational program in pipeline from X2-WHP to X1-CPP. 𝑁𝑆𝑅 expressed for each flow pattern proposed in Matzain model.

BACKGROUND Over recent decades, large amounts of oil and gas are found in extreme conditions as they are buried at thousand meters deep with special reservoir characteristics. This situation raises new challenges within the field of petroleum exploration, production, and transportation.