Tổng quan nghiên cứu

Khai thác và vận chuyển dầu thô nhiều parafin ngoài khơi luôn là bài toán công nghệ phức tạp hàng đầu của ngành dầu khí. Tại Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, dầu thô khai thác từ Lô 09-1 thuộc Bồn trũng Cửu Long với tổng trữ lượng thu hồi khoảng 340 triệu m3 dầu được vận chuyển qua mạng lưới hơn 700 km đường ống ngầm nội mỏ không bọc cách nhiệt. Trong giai đoạn sản lượng khai thác có xu hướng suy giảm từ mức đỉnh trên 13 triệu tấn/năm trong những năm 2001 - 2003 xuống còn khoảng 3,5 triệu tấn vào năm 2019, việc cắt giảm chi phí năng lượng và hóa phẩm trở thành yêu cầu sống còn.

Dầu thô mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng có hàm lượng parafin đặc biệt cao, dao động từ 16% đến 33% khối lượng, nhiệt độ đông đặc từ 29°C đến 36,5°C và nhiệt độ bắt đầu kết tinh parafin từ 58°C đến 61°C. Khi dầu di chuyển qua các tuyến ống ngầm đặt tại đáy biển có nhiệt độ nước biển dao động từ 22°C đến 28°C cùng vận tốc dòng chảy đáy biển đạt 20 đến 30 cm/s, nhiệt độ của dầu nhanh chóng sụt giảm xuống dưới điểm đông đặc. Hiện tượng này dẫn tới lắng đọng parafin nghiêm trọng, làm tắc nghẽn dòng chảy và tăng đột biến áp suất bơm.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là xây dựng và ứng dụng các giải pháp tối ưu hóa sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) kết hợp năng lượng địa nhiệt và chuyển pha nhũ tương tại giàn MSP-X và MSP-Y. Nghiên cứu thực hiện trong phạm vi các công trình ngoài khơi Lô 09-1 và hoàn thành đánh giá vào tháng 6 năm 2020. Kết quả nghiên cứu mang lại ý nghĩa kinh tế - kỹ thuật vượt bậc khi cho phép cắt giảm 100% hóa phẩm PPD tại các giếng ngậm nước cao, giảm 60% đến 70% tốc độ lắng đọng parafin, hạ độ nhớt dẻo từ 10 đến 15 lần và tiết kiệm hàng tỷ đồng chi phí vận hành thường niên cho doanh nghiệp.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lưu biến học chất lỏng phi Newton và nhiệt động lực học chất lưu dầu khí. Ở điều kiện nhiệt độ cao trên 60°C, dầu thô thể hiện tính chất của chất lỏng Newton với độ nhớt chỉ phụ thuộc vào nhiệt độ. Khi nhiệt độ hạ xuống dưới nhiệt độ tới hạn, các tinh thể parafin bắt đầu kết tinh tạo mạng liên kết không gian, khiến dòng chảy chuyển dịch sang mô hình chất lỏng nhớt dẻo Bingham. Đối với dầu thô tầng Móng mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng, quy luật dòng chảy tuân thủ phương trình ứng suất trượt Bingham phụ thuộc vào ứng suất trượt động ban đầu và độ nhớt dẻo. Đối với dầu tầng Oligoxen phía bắc mỏ Bạch Hổ ở nhiệt độ dưới 37°C, dòng chảy tuân theo mô hình phi tuyến tính Bulkley - Herschel và mô hình giả dẻo Ostwald.

Các khái niệm then chốt được phát triển trong nghiên cứu bao gồm:

  1. Nhiệt độ xuất hiện tinh thể parafin (WAT) và nhiệt độ đông đặc của dầu thô.
  2. Hai cơ chế lắng đọng parafin cơ bản gồm khuếch tán phân tử qua gradient nhiệt độ và phân tán trượt do dòng chảy rối.
  3. Điểm đảo pha nhũ tương từ dạng nghịch nước trong dầu sang dạng thuận dầu trong nước tại ngưỡng ngậm nước tới hạn từ 68% đến 73%.
  4. Gradient địa nhiệt giếng khoan với hệ số biến thiên từ 2,1°C đến 4,8°C trên mỗi 100m chiều sâu cột giếng.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu thực nghiệm kết hợp số liệu vận hành khai thác thực tế từ hệ thống SCADA tại các giàn MSP-X và MSP-Y trong giai đoạn từ năm 2011 đến năm 2020. Cỡ mẫu nghiên cứu gồm 48 mẫu dầu thô và nhũ tương dầu nước được thu thập theo phương pháp lấy mẫu ngẫu nhiên phân tầng tại các đầu giếng khai thác tầng Móng, Oligoxen và Mioxen. Việc lựa chọn phương pháp phân tầng nhằm bảo đảm tính đại diện tuyệt đối cho các vỉa sản phẩm có cấu trúc địa chất và tính chất lưu biến khác nhau.

Các phương pháp phân tích chuyên sâu bao gồm:

  • Đo tính chất lưu biến và độ nhớt động lực trên nhớt kế Rotovisco RV-20 và Rototester RT-550 ở dải nhiệt độ từ 20°C đến 80°C.
  • Khảo sát tốc độ lắng đọng parafin thông qua mô hình thiết bị thực nghiệm Ngón tay lạnh (Cold Finger).
  • Nghiên cứu cân bằng pha và trạng thái bão hòa khí trong thiết bị PVT cao áp D100/300.
  • Phương pháp bình phương cực tiểu và hồi quy phi tuyến được lựa chọn để giải tích hóa các tham số mô hình lưu biến, đảm bảo sai số tương đối so với thực nghiệm chỉ dao động từ 2,03% đến 2,96% ở vùng nhiệt độ từ 24°C đến 26°C. Timeline triển khai toàn diện được thực hiện từ tháng 10 năm 2019 đến tháng 5 năm 2020.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình phân tích thực nghiệm và thử nghiệm công nghệ tại hiện trường đã mang lại bốn phát hiện mang tính đột phá:

Thứ nhất, xác định chính xác điểm chuyển pha nhũ tương dầu nước của mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng ở ngưỡng hàm lượng nước 68%. Khi tỷ lệ ngậm nước vượt qua 68% và đạt từ 70% đến 82%, nhũ tương nghịch chuyển hoàn toàn sang nhũ tương thuận dầu trong nước. Lúc này, độ nhớt dẻo ở 26°C giảm đột ngột từ 1782 mPa.s xuống 616 mPa.s (giảm hơn 65,4%), ứng suất trượt động giảm từ 35,6 Pa xuống 8,4 Pa (giảm 76,4%). Tại giàn MSP-X, việc tận dụng trạng thái nhũ thuận cho phép dừng hoàn toàn việc châm hóa phẩm PPD và không cần gia nhiệt tuyến ống mà vẫn bảo đảm lưu thông an toàn.

Thứ hai, hóa phẩm PPD chuyên dụng đạt hiệu quả tối ưu nhất khi dầu được tiếp xúc ở nhiệt độ trên 80°C. Khi xử lý hóa phẩm PPD ở liều lượng 1000 ppm tại nhiệt độ 80°C, nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ Rồng giảm mạnh từ 31°C xuống 18°C đến 22°C (giảm 9°C đến 13°C). Độ nhớt dẻo của dầu ở vùng nhiệt độ đáy biển 22°C đến 28°C giảm từ 10 đến 15 lần đối với mỏ Rồng và giảm từ 5 đến 8 lần đối với mỏ Bạch Hổ.

Thứ ba, giải pháp bơm PPD qua đường ống xung lượng xuống lòng giếng ở độ sâu 2500m đến 3000m tại giàn MSP-Y đã tận dụng triệt để nguồn địa nhiệt tự nhiên từ 70°C đến 90°C. Giải pháp này giúp giảm từ 60% đến 70% tốc độ lắng đọng parafin, kéo dài chu kỳ cạo rửa ống khai thác tubing từ 2,5 đến 3 lần so với phương pháp bơm hóa phẩm tại miệng giếng.

Thứ tư, việc hòa trộn 5% đến 10% condensate vào dầu thô mỏ Rồng giúp hạ điểm đông đặc từ 21°C xuống 16°C đến 18°C, đồng thời gia tăng tính linh động của chất lưu lên từ 3 đến 9 lần khi vận chuyển qua tuyến ống dài hơn 40 km.

Thảo luận kết quả

Cơ chế giảm độ nhớt vượt trội khi nhũ tương đảo pha bắt nguồn từ việc pha nước liên tục bao bọc các giọt dầu phân tán. Nước đóng vai trò là lớp đệm bôi trơn tiếp xúc trực tiếp với bề mặt thành ống kim loại, ngăn ngừa sự bám dính của các tinh thể sáp và triệt tiêu cơ chế khuếch tán phân tử. So với các giải pháp truyền thống như đốt nóng dầu tại mỏ Uzen (Kazakhstan) vốn đòi hỏi vốn đầu tư khổng lồ cho các trạm gia nhiệt trung gian, giải pháp điều khiển nhũ tương thuận tại MSP-X giúp tiết kiệm 100% chi phí nhiên liệu đốt và hóa phẩm xử lý.

Các dữ liệu nghiên cứu được lượng hóa trực quan qua hệ thống biểu đồ đường cong chảy và bảng theo dõi thông số công nghệ riser. Đồ thị tương quan giữa độ nhớt dẻo và hàm lượng nước phản ánh rõ nét bước nhảy suy giảm độ nhớt khi hàm lượng nước vượt qua mốc 68%. Bảng dữ liệu nhiệt độ và áp suất tại riser giàn MSP-X giai đoạn 2011 - 2020 cho thấy áp suất làm việc luôn ổn định ở mức 15 đến 23 at, khẳng định đường ống ngầm không hề xảy ra hiện tượng tắc nghẽn hay tích tụ áp suất bất thường sau khi ngừng châm hóa phẩm PPD.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các kết quả khoa học đã được kiểm chứng, nghiên cứu đưa ra 4 giải pháp công nghệ trọng tâm nhằm tối ưu hóa công tác khai thác và vận chuyển dầu:

  1. Ngừng bơm hóa phẩm PPD tại các giàn khai thác có độ ngậm nước cao: Áp dụng ngay quy trình cắt giảm 100% hóa phẩm chống đông đối với các giàn khai thác đạt hàm lượng nước trên 68% thuộc Lô 09-1. Mục tiêu tiết giảm hàng trăm nghìn USD chi phí hóa phẩm hàng năm, thực hiện từ quý 3 năm 2020 do Phòng Khai thác Dầu khí và Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Vietsovpetro chủ trì.
  2. Thiết kế và lắp đặt hệ thống đường ống xung lượng sâu: Triển khai lắp đặt tuyến ống xung lượng đưa hóa phẩm PPD xuống độ sâu 2500m đến 3000m tại các giếng có nhiệt độ đáy trên 75°C ở giàn MSP-Y và các giàn nhẹ RC. Mục tiêu giảm 65% tần suất tẩy rửa parafin trong cần khai thác tubing, hoàn thành thi công trong vòng 6 đến 12 tháng bởi Xí nghiệp Khai thác Dầu khí.
  3. Ban hành quy trình giải cứu sự cố tắc đường xung lượng: Thiết lập quy trình chuẩn sử dụng bơm ép dung môi condensate kết hợp dung môi hữu cơ thơm ở áp suất từ 150 đến 200 bar, đồng thời kết hợp gia nhiệt cục bộ bằng trạm máy tạo hơi PPU để giải tỏa nhanh các nút tắc PPD đông đặc. Mục tiêu xử lý triệt để sự cố tắc nghẽn trong vòng dưới 24 giờ, áp dụng thường trực từ quý 4 năm 2020 bởi các kỹ sư vận hành mỏ.
  4. Duy trì chế độ vận chuyển dầu bão hòa khí và phối trộn condensate: Tối ưu hóa áp suất tuyến ống liên mỏ ở mức 18 đến 20 at và tận dụng 5% đến 10% nguồn condensate từ giàn nén khí để giảm 40% tổn thất áp suất trên các đường ống dài trên 40 km, thực hiện định kỳ hàng quý bởi Trung tâm Điều độ Sản xuất.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và kết quả của luận văn mang lại giá trị thực tiễn và học thuật sâu sắc cho 4 nhóm đối tượng:

  • Kỹ sư vận hành và công nghệ khai thác mỏ: Nắm vững quy trình kiểm soát điểm đảo pha nhũ tương dầu nước và phương pháp vận hành hệ thống bơm hóa phẩm sâu lòng giếng để áp dụng trực tiếp tại các giàn khai thác ngoài khơi.
  • Chuyên viên quản lý kinh tế mỏ và tối ưu chi phí: Khai thác các mô hình đánh giá hiệu quả kinh tế để xây dựng phương án cắt giảm ngân sách mua sắm hóa phẩm PPD và loại bỏ chi phí bảo trì lò gia nhiệt công nghệ.
  • Các nhà nghiên cứu và giảng viên chuyên ngành Kỹ thuật Dầu khí: Sử dụng bộ số liệu thực nghiệm chuẩn xác về mô hình lưu biến Bingham, Bulkley - Herschel và cơ chế lắng đọng parafin làm tài liệu giảng dạy, nghiên cứu chuyên sâu.
  • Kỹ sư thiết kế đường ống và công trình dầu khí biển: Tham khảo các giải pháp thủy động lực học dòng chảy đa pha và quy chuẩn áp suất bão hòa khí từ 15 đến 23 at để thiết kế tối ưu hệ thống đường ống ngầm không bọc cách nhiệt dài 10 đến 40 km.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao có thể ngừng hoàn toàn việc bơm hóa phẩm PPD khi hàm lượng nước vượt quá 68%? Khi hàm lượng nước trong dầu vượt ngưỡng 68% đến 73%, hệ chất lưu tự động đảo pha từ nhũ nghịch sang nhũ thuận dầu trong nước. Pha nước bao bọc lấy các hạt dầu làm giảm độ nhớt dẻo từ 1782 mPa.s xuống 616 mPa.s ở 26°C. Lớp nước liên tục ngăn cách dầu tiếp xúc với thành ống kim loại, loại bỏ nguy cơ bám dính parafin nên không cần sử dụng PPD.

Việc tận dụng địa nhiệt lòng giếng mang lại ưu thế kỹ thuật gì so với gia nhiệt trên mặt giàn? Nhiệt độ đáy giếng ở độ sâu 2500m đến 3000m đạt mức 70°C đến 90°C, cao hơn nhiệt độ kết tinh parafin 58°C đến 61°C. Việc bơm PPD xuống đáy giếng qua ống xung lượng giúp hóa phẩm hòa tan và phân tán đồng nhất vào dầu ở nhiệt độ tối ưu mà không cần tốn chi phí đầu tư và vận hành hệ thống lò nung trên mặt giàn.

Đặc tính lưu biến của dầu thô Bạch Hổ và Rồng có điểm gì khác biệt so với dầu thông thường? Dầu thô tại đây có hàm lượng parafin rất cao từ 16% đến 33% khối lượng và nhiệt độ đông đặc từ 29°C đến 37,5°C. Khi nhiệt độ dòng chảy hạ xuống dưới 37°C, dầu chuyển từ chất lỏng Newton sang phi Newton có tính nhớt dẻo và xúc biến, tuân theo mô hình Bingham hoặc Bulkley - Herschel với độ nhớt tăng vọt khi làm lạnh.

Quy trình xử lý sự cố khi đường ống xung lượng bơm PPD bị tắc nghẽn được thực hiện như thế nào? Khi đường xung lượng bị nghẽn do PPD đông đặc, kỹ sư sẽ tiến hành bơm tuần hoàn dung môi hòa trộn condensate ở dải áp suất cao từ 150 đến 200 bar, đồng thời kết hợp cấp nhiệt từ máy tạo hơi công nghệ PPU để làm tan chảy và đẩy nút sáp ra khỏi tuyến ống trong thời gian từ 12 đến 24 giờ.

Áp suất vận chuyển tối ưu cho dòng hỗn hợp dầu bão hòa khí trong đường ống ngầm là bao nhiêu? Áp suất vận chuyển bão hòa khí tối ưu được duy trì ổn định trong khoảng 15 đến 23 at, trung bình từ 18 đến 20 at. Mức áp suất này giúp duy trì lượng khí hòa tan tối đa trong dầu để giảm độ nhớt dẻo, hạn chế tổn thất áp suất và bảo đảm áp suất đầu vào giàn nén khí trung tâm đạt 10,5 at.

Kết luận

  • Luận văn đã làm sáng tỏ cơ sở khoa học về điểm đảo pha nhũ tương tại mốc 68% nước, mở ra giải pháp ngừng sử dụng 100% hóa phẩm PPD và không cần gia nhiệt tại giàn MSP-X.
  • Khai thác thành công nguồn địa nhiệt 70°C đến 90°C ở độ sâu 2500m đến 3000m qua đường ống xung lượng tại giàn MSP-Y, giúp giảm 60% đến 70% tốc độ lắng đọng parafin và giảm 10 đến 15 lần độ nhớt của dầu.
  • Xây dựng thành công các mô hình lưu biến chính xác Bingham và Bulkley - Herschel cho dầu thô nhiều parafin với sai số thực nghiệm cực thấp dưới 3%.
  • Đề xuất giải pháp phối trộn 5% đến 10% condensate và duy trì áp suất bão hòa khí 18 đến 20 at để tối ưu hóa khả năng vận chuyển dầu xa trên 40 km.
  • Xây dựng quy trình kỹ thuật hoàn chỉnh xử lý sự cố tắc nghẽn đường xung lượng bằng dung môi và trạm hơi nhiệt PPU dưới 24 giờ.

Công trình là bước đột phá công nghệ giúp tối ưu hóa chi phí sản xuất cho Vietsovpetro trong bối cảnh các mỏ dầu bước vào giai đoạn suy kiệt. Lộ trình nhân rộng giải pháp đến toàn bộ các công trình tại Lô 09-1 và các bồn trũng lân cận được đề xuất hoàn thành trong giai đoạn 2020 - 2022. Hãy tải về và nghiên cứu toàn văn luận văn để ứng dụng ngay các giải pháp công nghệ dòng chảy tiên tiến vào thực tiễn khai thác mỏ.