Những tính chất hóa lý của sản phẩm từ giếng của mỏ bạch hổ và mỏ rồng

Những tính chất hóa lý của sản phẩm từ giếng của mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
Trong hệ thống thu gom dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng đang vận chuyển
hỗn hợp dầu khí và dầu đã tách khí. Do đó cần thiết phải tiến hành nghiên cứu tính
chất hóa lý của hỗn hợp dầu ở vỉa và dầu đã tách khí.
Mỏ Bạch Hổ. Những tính chất của dầu được khai thác từ các đối tượng khác
nhau có sự khác biệt đáng kể. Trong phạm vi của một đối tượng, từ giếng này sang
giếng kia, sự thay đổi không phải là quá lớn. Trong bảng số №1 thể hiện một vài
tính chất của một số dầu vỉa, ảnh hưởng đến hoạt động của hệ thống thu gom.
Một số tính chất của dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ
Thông số
1
Ấp suất bão hòa, Mbar
Hàm lượng khí, m3/ton
Nhiệt độ bão hòa paraffin của
dầu vỉa, oС

Miocen dưới
2
13,5-22,1
90,2-150,2
47,3-57,3

Bảng №1
Oligocen dưới Tầng móng
3
4
19,5-29,4
20,3-24,7
151,0-290,1 164,6-214,2
49,7-56,0

49,0-56,0

Những tính chất của dầu sau khi được tách chuẩn được trình bày ở bảng №2
Dầu ở tầng Miocen dưới có hàm lượng lưu huỳnh thấp và có tỷ trọng trung
bình là 864,9 kg/m3, hàm lượng paraffin trong dầu cao 18,1%. Nhiệt độ nóng chảy
của paraffin được tách ra từ dầu gần 58 oC. Đây là dầu ít asphalten và hàm lượng
nhựa ở mức trung bình. Nhiệt độ đông đăc trung bình là 33,1 oC.
Dầu ở tầng Oligocen dưới chứa các hợp chất asphalten-nhựa không quá
3,67% và paraffin đến 21,38%, nhiệt độ đông đặc là 32,7 oC.
Tỷ trọng trung bình của dầu đối tượng móng là 831 kg/m3, hàm lượng
paraffin là 23,1 %, các chất asphalten-nhựa là 2,68%, nhiệt độ nóng chảy của
paraffin là 57,9 oC, nhiệt độ đông đặc là 33,1 oC. Dầu tầng móng là dầu nhẹ, ít lưu
huỳnh, nhiều paraffin với hàm lượng các chất asphalten-nhựa thấp.
Tất cả các loại dầu được khai thác ở mỏ Bạch Hổ, dầu nhiều paraffin, có
hàm lượng paraffin thay đổi trong phạm vi rộng: thấp nhất là 14,1% ở dầu Miocen
dưới và cao nhất là 27% trong dầu móng. Đặc tính trung bình của các thành phần
phân tử của tổng thể các paraffin rắn có trong dầu là nhiệt độ nóng chảy. Đối với
dầu móng thì nó thay đổi từ 55 oC đến 61 oC. Nhiệt độ bão hòa paraffin của dầu ở
áp suất vỉa thay đổi từ 49 oC đến 56 oC, ở áp suất khí quyển thì nằm trong khoảng
55-61 oC, nhiệt độ đông đặc của dầu là 29-35 oC.
Những tính chất hóa lý của dầu trong những điều kiện chuẩn
Bảng №2
Thông số

Tầng móng
Khoảng Trung
bình

Miocen dưới
Oligocen dưới

Khoảng Trung Khoảng Trung
bình
bình


Tỷ trọng, kg/m3

823-836

Khối lượng phân
tử
Độ nhớt сSt ở:
50 oС
70 oС
Nhiệt độ, oС :
Dầu đông đặc

250-264 255,8
3,1-5,2
2,3-3,2

831

858,2877,0
262,0304,0

864,9 823-839 830,5
255,8 245-264 253,7

4,2

2,6

6,9-14,8
4,1-7,9

4,2
2,6

3,5-4,6
2,4-2,9

4,1
2,6

29,0-35,0 33,1

29,0-34,0

33,1

32,7

Nóng
chảy 55,0-61,0 57,9
paraffin
Bão hòa paraffin 55,0-61,0 57,8

58,0-58,7

57,9

57,0-58,0

57,8

Bắt đầu sôi

70,6

62,0-82,0

68,2

29,034,5
56,063,0
56,059,0
55,0-130

0,0160,03
0,06
và 1,74-4,74 2,68

0,08-0,14

0,10

7,8-15,8

12,6

18,1-27,0 23,1

14,1-20,5

18,1

47,0104,0

Hàm lượng, %
kl:
Lưu huỳnh
Nhựa
asphalten
Paraffin

58,3
57,4
76,7

0,020,039
0,09
1,75-7,5 3,67
16,726,8

21,38

Mỏ Rồng. Trên giàn cố định RP-1 đang tiến hành khai dầu từ vỉa của tầng
Miocen dưới. Dầu sau khi tách khí được bơm đi UBN. Do đó trong bảng №3 chỉ
trình bày tính chất hóa lý của dầu đã tách khí. Xét theo khía cạnh thành phần
paraffin thì chúng đều là dầu nhiều paraffin, xét theo khía cạnh tỷ trọng thì chúng

là dầu có tỷ trọng trung bình và nặng.
Những tính hóa lý của dầu RP-1 mỏ Rồng
Bảng №3
Tên gọi
1
Tỷ trọng, kg/m3
Độ nhớt сSt ở:
50 oС
70 oС
Hàm lượng:%
- Paraffin
- asphalten + nhựa

101
2
872

104
3
868

106
4
862

Giếng
105
5
914

13.5
7.6

15.6
8.7

13.3
7.5

61.6
25.9

67.5
30.4

70.4
30.1

73.8
34.5

13.5
9.4

12.0
9.1

15.1
12.2

13.2
19.0

14.0
19.7

15.5
15.2

14.5
19.7

112
6
911

115
7
908

116
8
912


- cốc
4.1
- lưu huỳnh
0.1
Nhiệt độ: oС

- đông đặc
28.5
-nóng chảy paraffin 57.0
-bắt đầu sôi
59.6
Thành phần phân đoạn, % V.
ở Т đến 100 oС
1.5
ở Т đến 150 oС
7.8
ở Т đến 200 oС
14.5
ở Т đến 250 oС
21.3
ở Т đến 300 oС
30.4
ở Т đến 350 oС
42.6

3.2
0.06

3.9
0.11

6.6
0.13

6.2
0.14

6.2
0.10

6.4
0.14

26.0
54.0
85.0

25.0
56.5
62.0

28.0
57.0
90.0

22.5
56.0
84.0

23.5
55.0
105.0

23.5
57.0
78.0

0.3
6.0
13.5
21.5
31.0
46.5

3.0
9.5
16.0
23.0
32.5
48.0

0.5
2.5
6.5
12.0
19.5
36.0

0.2
2.0
5.5
10.0
18.0
35.5

0.5

4.5
9.5
17.0
34.0

1.8
2.5
5.5
9.5
17.5
27.0

Trên giàn nhẹ RC-2 khai thác các vỉa dầu ở móng. Đối với các loại dầu này
có tính đặc trưng là hàm lượng khí thấp (ở điều kiện tách khí tiêu chuẩn là 44
m3/m3) và áp suất bão hòa không cao (6,8 – 7,2 Mbar). Năng lượng vỉa khá thấp
khi so sánh với năng lượng vỉa ở tầng móng mỏ Bạch Hổ. Những tính chất hóa lý
của dầu đã tách khí ở RC-2 mỏ Rồng được trình bày ở bảng №4
Những tính chất hóa lý của dầu ở RC-2 mỏ Rồng
Bảng №4
Thông số

1
Tỷ trọng, kg/m3 (20
oС)
Độ nhớt, cSt, ở:
50 oС
70 oС
Nhiệt độ,oС:
Dầu đông đặc
Nóng chảy paraffin

Bắt đầu sôi
Hàm lượng, %:
Lưu huỳnh
Nhựa-asphalten
Asphalten
Nhựa

RC-2
Giếng 14
Khoảng
Trung
bình
2
3
854.0-858.8
855.0

Giếng 21
Khoảng Trung bình
4
847.0851.7

5
850

7.5-9.2
4.9-5.5

8.3
5.1

5.45-6.78
3.28-4.59

6.0
3.9

30.5-33.0
53.0-59.0
70.0-83.4

32.0
57.0
76.0

30.5-33.0
56.0-57.7
67.7-70.0

31.5
56.5
68.0

0.059-0.076

0.065

0.062

7.25-8.78

2.5-5.52
3.21-5.65

7.75
3.20
4.85

0.0520.087
8.06-8.27
2.57-3.45
4.82-5.49

8.17
3.0
5.2


Paraffin

18.7-21.0

20.0

19.2719.3

19.3

Dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng là dầu nhiều paraffin và theo đặc tính vận
chuyển thì chúng là dầu có nhiệt độ đông đặc cao. Về vấn đề này, đặc biệt cần phải
nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu trong khoảng thay đổi nhiệt độ và vận tốc

trượt, là những đặc trưng đối với điều kiện làm việc của đường ống.
Nguồn dầu tách khí là mẫu dầu sâu sau khi được tách khí. Giá trị của các
thông số dầu đã tách khí trình bày ở bảng № 3.
Dầu mỏ Bạch Hổ thuộc:
- Theo khối lượng giêng (từ 823,2 đến 879,2 kg/m3) thuộc nhóm từ nhẹ
đến nặng;
- Theo hàm lượng lưu huỳnh (từ 0,016 đến 0,14 %) thuộc loại ít lưu
huỳnh;
- Theo hàm lượng nhựa – asphantel (từ 1,67 đến 15,78 %) từ ít nhựa đến
có nhựa;
Bảng № 3
- Theo hàm lượng parafin (từ 14,1 đến 27,0 %) thuộc loại nhiều parafin;
- Theo chưng cất phân đoạn từ trung bình đến nhiều phân đoạn nhẹ.
Theo phân loại công nghệ (GOST 912-66) dầu có chỉ tiêu I Т1-Т2 М3-М4 И2
П3. Do có hàm lượng parfin cao nên nhiệt độ đông đặc cao và thay độ ở khoảng 29
- 38,50С.
Về tổng thể theo chiều sâu tỷ trọng của dầu, hàm lượng lưu huỳnh nhụaasphantel giảm dần. Hàm lượng parafin và thành phần phân đoạn tương đối ổn
định đối với tất cả các tầng sản phẩm.
Tính chất của dầu khai thác ở các đối tượng khác nhau nhiều, nhưng trong
phạm vi của một đối tượng từ giếng này đến giếng khác không thay đỏi nhiều
Lượng dầu khai thác nhiều hơn cả tập trung ở tầng móng. Dầu tầng móng có
hệ số khí khá lớn (trung bình 182,8 m3/t), lưu lượng giếng và nhiệt độ dầu cao là
yếu tố rất tốt cho việc sử dụng hệ thống thu gom, vận chuyển dầu một đường ống.
Đặc trưng trung bình của thành phần phân tử tổng các parafin rắn là nhiệt độ
nónh chảy parafin. Đối với dầu tầng móng nó thay đổi ở khoảng 550C - 610C.
Nhiệt độ bảo hoà parafin của dầu tại điều kiện vỉa thay đổi trong khoảng 490C 560С, ở điều kiện áp suất khí quyển – nằm trong khoảng 55-610С, nhiệt độ đông
đặc của dầu 29-350С. Đối nhiệt độ thấp nhất của nước biển, nơi có đường ống dẫnj
dầu đi qua ở mức 21,80С, nhỏ hơn rất nhiều so với nhiệt độ đông đặc thì dầu khai
thác ơ đây được coi là dầu có nhiệt độ đông đặc cao.

1.1. Những tính chất lưu biến của dầu
Ở những nhiệt độ cao, dầu nhiều paraffin thể hiện là chất lỏng Newton. Khi hạ
nhiệt độ đến nhiệt độ bão hòa paraffin, dầu trở thành hệ đa phân tán và ở nhiệt độ
xác định chúng biểu hiện tính phi Newton. Khái niệm về hệ dầu phi Newton được
áp dụng để ghi nhận những tính chất đặc biệt của cấu trúc dầu nhiều paraffin. Khi
hạ nhiệt độ, cấu trúc không gian paraffin sẽ hình thành trong dầu, và ở một vài
nhiệt độ được gọi là nhiệt độ đông đặc, ở trạng thái tĩnh dầu mất đi tính lưu động.
Khi tiến hành tính toán nhiệt thủy lực cho vận chuyển dầu ổn định cần phải
biết những thông số lưu biến ổn định. Quá trình xác định các thông số này được
thực hiện theo qui định với tài liệu hướng dẫn của LD “” trên thiết bị “Rotovisco”
RV-20 của hang HAAKE (Đức), với chương trình phần mềm Software Rotation
Version 3.0. Cấu tạo của bộ thiết bị bao gồm: rotor đo độ nhớt với chương trình
điều khiển thay đổi vận tốc trược và chế độ thay đổi nhiệt độ.
Kết quả thu được chỉ ra rằng, độ nhớt của dầu phụ thuộc nhiệt độ trong phạm
vi thể hiện tính Newton có thể được biễu diễn bằng hàm số dạng:

µ ( t ) = µo ⋅ e− u⋅t ,
Trong đó μ – độ nhớt động học, Pa⋅s;
μo – hệ số, Pa⋅s;
u – hệ số, oС-1;
t – nhiệt độ, oС.
Nhiệt độ cực trị tct được xác định thấp hơn nhiệt độ mà dầu biểu hiện tính phi
Newton.
Đường cong chảy của dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ trong phạm vi thể hiện
tính phi Newton (t < tct) đối với dòng chảy ổn định có thể được trình bày theo mô
hình chất lỏng độ nhớt dẻo Shvedova-Bingham.

τ = τd + µ p ⋅ γ

Trong đó τ - ứng suất lực, Па;
τd - ứng suất động, Па;
μ р - độ nhớt dẻo, Pa⋅s;
γ - ứng suất trược, s-1.
Độ nhớt dẻo phụ thuộc nhiệt độ đối với chế độ dòng chảy ổn định được miêu
tả bằng hàm lũy thừa dạng

µp ( t ) = µo ⋅ e

− uµ ⋅t

,

Trong đó μo – hệ số, Pa.s;
uμ – hệ số gốc của hàm lnμp theo nhiệt độ , oС-1.


Đối với ứng suất trược động đối với chế độ dòng chảy ổn định có giá trị phụ
thuộc tương tự:

τd ( t ) = τo ⋅ e − u τ ⋅ t ,
Trong đó τo – hệ số, Pa.s;
uτ – hệ số gốc của hàm lnτd theo nhiệt độ , oС-1.
Sự thay đổi hệ số gốc của đường thẳng xảy ra ở những nhiệt độ khác nhau, khi
đó thay đổi hệ số uμ và uτ.
Trong phạm vi thể hiện tính phi Newton, dầu nhiều paraffin có tính xúc biến,
là đặc trưng đối với hệ keo, chúng tìm cách sắp xếp toàn bộ cấu trúc của nó theo
thời gian. Độ bền vững của cấu trúc tăng lên và đạt đến giới hạn cân bằng. Trong
quá trình cũng cố cấu trúc, ứng suất trược tĩnh có thể tăng lên nhiều lần. Do đó ở
trạng thái đứng yên, đường ống chứa dầu có thể bị đông đặc lại. Thời gian, cần

thiết để đạt đến giới hạn, hình thành sự vững chắc phục thuộc vào tính chất hóa lý
của dầu và những điều kiện bên ngoài.
Sự thay đổi độ bền vững của cấu trúc paraffin trong dầu theo thời gian chỉ có
thể nghiên cứu thực nghiệm theo thời gian thực. Kết quả tốt nhất chỉ có thể thu
được trên đường ống thực, trong hầu hết các trường hợp thì không thể. Các nghiên
cứu được trên thí bị thí nghiệm “Pipeline Restart Simulator Oilfield Production
Analysts”, quá trình điều khiển hoạt động và ghi nhận kết quả được thực hiện bởi
máy vi tính với chương trình phần mềm 5th Windmill Computer software.
Giá trị ổn định của ứng suất trược tĩnh τs theo sự phục thuộc nhiệt độ và ứng
suất trược động được biễu diễn bằng hàm mũ.

τs ( t ) = τos ⋅ e − u s ⋅ t ,
Trong đó τs – giá trị ổn định của ứng suất trược tĩnh, Pa;
τos – hệ số, Pa;
us – hệ số gốc của hàm lnτs theo nhiệt độ, oС-1.
Từ kết quả thí nghiệm đã xử lý toán học thu được mô hình lưu biến của dầu,
độ nhớt dẻo theo nhiệt độ, ứng suất động và giá trị ổn định của ứng suất trược tĩnh.
Công thức này thuận lợi cho việc tính toán nhiệt thủy lực trên máy tính các nhân.
1. Dầu móng mỏ Bạch Hổ, tct= 37 0С;
Độ nhớt:
ở 37 0С < t
ở t ≤ 37 0С

µ p ( t ) = 0,0121 ⋅ e −0,017⋅t
ở 27 0С < t ≤ 37 0C

τ d ( t ) = 6,27 ⋅ 10 ⋅ e
9

Ứng suất trượt động:

−0, 75⋅t

µ p ( t ) = 1114 ⋅ e −0,32⋅t

ở 21 0С < t ≤ 27 0C

τ d ( t ) = 645,5 ⋅ e −0,16⋅t


Ứng suất trượt tĩnh:
o
o
ở 30 С < t ≤ 36 C

o
o
ở 21 С < t ≤ 30 C

τ s ( t ) = 0,08 ⋅ e 0,83( 36− t )

τ s ( t ) = 11,8 ⋅ e 0,47 ( 30− t )

2. Dầu Miocen dưới mỏ Bạch Hổ, tct = 36 0С;
Độ nhớt :
ở 36 0С < t
ở 21 0С < t ≤ 36 0С

µ p ( t ) = 0,06 ⋅ e −0,045⋅t

ở 30 0C < t ≤ 36 0C

τ d ( t ) = 1,69 ⋅ 10 ⋅ e
6

µ p ( t ) = 0,06 ⋅ e −0, 045⋅t

Ứng suất trượt động:

−0 ,507⋅t

ở 29 0С < t ≤ 33,5 0C

τ s ( t ) = 0,06 ⋅ e

Ứng suất trượt tĩnh:

1, 07 ( 33.5− t )

ở 21 0C < t ≤ 30 0C

τ d ( t ) = 68,0 ⋅ e −0,17⋅t

ở 21 0С < t ≤ 29 0C

τ s ( t ) = 7,4 ⋅ e 0,54 ( 29− t )

Trong những khoảng nhiệt độ thất, độ nhợt dẻo μp có thể đạt đến vài đơn vị
Pa.s, độ nhớt độ học τd đạt đến vài chục đơn vị Pa, và giá trị giới hạn của ứng suất
lực ban đầu τo lên đến hàm trăm Pa.

Những tính chất lưu biến của dầu mỏ Rồng. Kết quả nghiên cứu các tính
chất lưu biến của dầu RP-1 được trình bày ở bảng №5 .
Những tính chất lưu biến của dầu RP-1
Bảng №5 .
Т,oС

22
24
26
28
30
32
34
36
40

101
3,86
2,50
1,62
0,692
0,29
0,126
0,053
0,033
0,026

22
24
26

28
30

14,60
8,71
5,20
1,16
0,259

Độ nhớt dẻo của dầu µdẻo, Pa*s
Tên giếng
104
105
106
112
115
2,21
6,84
2,80
4,50
3,80
1,56
3,60
1,66
1,87
1,98
1,11
1,90
0,99
0,81

1,03
0,78
1,00
0,28
0,47
0,53
0,55
0,53
0,077
0,31
0,28
0,39
0,28
0,021
0,23
0,15
0,18
0,24
0,020
0,20
0,13
0,076
0,21
0,019
0,16
0,12
0,064
0,16
0,017
0,116

0,095
Ứng suất trượt động τd, Pа
3,47
8,08
11,82
2,61
5,02
2,04
2,75
6,89
0,47
1,31
1,19
0,93
1,48
0,058
0,53
0,70
0,31
0,32
0,012
0,34
0,41
0,11
0,019
0
0,089

116
4,93

2,81
1,60
0,91
0,52
0,38
0,34
0,30
0,024
1,22
0,61
0,30
0,05
0


22
25
28
32

62
24
6,7
0,5

Ứng suất lực ban đầu sau 15 phút τo, Pа
96,6
38,7
33,5
17,0

30,3
45
32,7
17,0
7,1
4,8
27,4
0,9
3,4
0,7
0,8
7,7
0
0,5
0
0

28,5
7,5
0,9
0

Khi nhiệt độ tăng, độ nhớt của dầu tăng ít và ở nhiệt độ thấp nhất của nước
biển 22 oC độ nhớt dẻo của dầu µdẻo đạt gần 4,93 Pa*s, và ứng suất lực động τđ là
14,6 Ps. Những giá trị lưu biến này là nguyên nhân gây ra tổn hao thủy lực lớn khi
bơm dầu. Dầu có tính xúc biến. Sau 15 phút ở trạng thái đứng yên ở nhiệt độ 22
oC, độ bền vững của cấu trúc đạt gần 96,6 Pa. Điều đó gây ra nguy hiểm cao “đống
băng” cho đường ống khi dừng bơm. Sự xuất hiện của nước trong sản phẩm từ
giếng dẫn đến sự suy giảm mạnh tính chất lưu biến của dầu. Với sự gia tăng hàm
lượng nước làm tăng nhiệt độ thể hiện tính phi Newton, tăng độ nhớt dẻo và ứng

suất trược ban đầu.
Dầu khai thác ở RC-2 có tính đồng nhất cao về tính chất hóa lý. Chúng
là dầu có tỷ trọng trung bình và nhiều paraffin (~20%), chức một lượng lớn
các chất asphalten-nhựa
Dầu ở RC-2 có tính cấu trúc cứng hơn dầu ở RP-1. Ở nhiệt 22 oC, giá trị độ
nhớt dẻo đạt gần 4,3 Pa*s, ứng suất động 27 Pa. Độ bền cấu trúc hình thành trong
dầu sau 15 phút đạt gần 102 Pa.
Mô hình lưu biến của dầu móng (RC-2) mỏ Rồng
ở 43 0С < T

µ p ( t ) = 0,031 ⋅ e −0,026t

Độ nhớt , Тct =36 0С
ở 36 0C < T < 43 0C

ở 27 0С < T < 36 0C
µ p ( t ) = 2,32 ⋅ 10 e

4 −0,34t

µ p ( t ) = 2,32 ⋅ 10 4 ⋅ e −0,34t

ở 21 0C < T < 27 0C
µ p ( t ) = 26,8 ⋅ e −0,09t

Ứng suất trượt động:
ở 25 0С< T < 36 0C
ở 21 0C < T < 25 0C

τ d ( t ) = 1,2 ⋅ 10 6 ⋅ e −0,42⋅t

τ d ( t ) = 5,17 ⋅ 10 3 ⋅ e −0, 21⋅t

Ứng suất trượt tĩnh:
ở 30 0С < T < 36 0C
ở 21 0C < T < 30 0C
τ s ( t ) = 0.05 ⋅ e −0,83(36−t )

τ s ( t ) = 7.8 ⋅ e −0,52(30−t )

Ảnh hưởng của khí bão hoàn lên tính chất lưu biến của dầu nhiều paraffin.
Những tính chất lưu biến thông thường được xác định trên những mẫu dầu đã tách
khí, trong khi đó dầu với những mức độ bão hòa khí khác nhau được vận chuyển
bằng đường ống trong hệ thống thu gom hỗn hợp dầu khí.
Những nghiên cứu thực nghiệm về sự ảnh hưởng của khí bão hòa lên độ
nhớt động học của dầu trong phạm vi thể hiện tính phi Newton được thực hiện trên
thiết bị đo độ nhớt kín sử dụng quả cầu rơi của hãng “ROP” trong khoảng nhiệt độ
từ 40 đến 80 oC và áp suất đến 5 MPa.


Dầu bão hòa khí được đánh giá theo sự khác nhau về số lượng khí tách ra
trong quá trình tách khí ở áp suất khí quyển và nhiệt độ làm việc và ở các thông số
làm việc.

g( P, t ) = g в ( P0 , t ) − g в ( P, t ) ,
Trong đó Р – áp suất, Pa;
Po – áp suất khí quyển, Pа;
t – nhiệt độ, oС;
g(Р, t) – số lượng khí hòa tan trong dầu, m3/m3;
gв(Рo,t) – số lượng khí tách ra từ dầu ở nhiệt độ t và áp suất khí

quyển Po, m3/m3;
gв(Р, t) – số lượng khí tách ra từ dầu ở nhiệt độ T và áp suất P,
m3/m3;
Sự phụ thuộc đã biết của độ nhớt đối với khí bão hòa và nhiệt độ được sử
dụng để miêu tả những thí nghiệm, được trình ở dạng sau:
− α( P, t ) g
µ ( t, g ) = µ ( t ) ⋅ e
,
Trong đó µ(t, g) – độ nhớt của dầu bão hòa khí, Pa⋅s;
µ(t) – độ nhớt của dầu sau khi tách khí chuẩn, Pa⋅s;
α(p, t) – hệ số thực nghiệm;
g – số lượng khí hòa tan trong dầu, m3/ton.
Những kết quả thu chỉ ra rằng, độ nhớt dự kiến miêu tả sự thay đổi của độ
nhớt vào áp suất, nhiệt độ và khí bão hòa có sai số khoảng 10%.
Đã tiến hành nghiên cứu sự ảnh hưởng của khí bão hòa lên các thông số lưu
biến của dầu nhiều paraffin, đặc trưng của tính phi Newton, ở áp suất lên đến 5
MPa. Ở áp suất không đổi trong khoảng nhiệt độ xác định, dầu bão hòa khí thay
đổi rất ít với sự thay đổi nhiệt độ. Vì vậy, với sai số cho phép áp dụng cho thực tế
(không quá 3%), có thể sử dụng áp suất hơi bão hòa trung bình cho toàn bộ khoảng
nhiệt độ. Do đó để miêu tả sự phụ thuộc của độ nhớt dẻo vào nhiệt độ và khí bão
hòa, công thức sau được sử dụng

µ p ( t, g ) = µ p ( t ) ⋅ e

−α g

Trong đó α – hệ số thực nghiệm;
g – số lượng khí hòa tan trong dầu, m3/ton.
Hoặc để tính toán sự phụ thuộc của độ nhớt dẻo vào nhiệt độ
−α g

− αg − u µ t
µ p ( t, g ) = µ p ( t ) ⋅ e
= µ oe
.
Để tính toán độ nhớt dẻo của dầu móng bão hòa khí mở Bạch Hổ:
µ p ( t , g ) = µ p ( t ) ⋅ e −0,06 g .
Tương tự đối với ứng suất lực động


τd ( t, g ) = τd ( t ) ⋅ e − θg = τ oe − θg − u τ t ,
Trong đó θ – hệ số thực nghiệm.
Mối liên hệ để tính toán ứng suất lực động của dầu móng bão hòa khí mỏ
Bạch Hổ
τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e −0,09 g .

Để tính toán độ nhớt dẻo của dầu móng bão hòa khí (RC-2) mỏ rồng:
µ p ( t , g ) = µ p ( t ) ⋅ e −0,08 g .
Mối liên hệ để tính toán ứng suất lực động của dầu móng bão hòa khí (RC2) mỏ Rồng:
τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e −0,11g .
Độ bão hòa dầu khí có tác động tích cực lên những tính chất lưu biến của
dầu nhiều paraffin. Với sự gia tăng hàm lượng khí trong dầu, độ nhớt dẻo và ứng
suất lực động giảm. Đặc biệt là sự thay đổi đáng kể xảy ra trong thành phần ban
đầu của dầu khí bão hòa và ở trong khoảng nhiệt độ thấp. Với sự gia tăng bão hòa
khí, nhiệt độ tới hạn tk chuyển sang tính phi Newton thay đổi trong khoảng nhiệt
độ thấp hơn khi so sánh với nhiệt độ tới hạn của dầu đã tách khí.
Các mô hình lưu biến của dầu bão hòa khí nhiều paraffin trên toàn bộ dãy
nhiệt độ và áp suất được sử dụng để tính toán vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng
đường ống.

Những khó khăn.
Trong những đường ống dưới nước không được bọc các nhiệt, vận chuyển
dầu nhiều paraffin, xuất hiện 3 loại khó khăn chính:
- Sự suy giảm các đặc tính lưu biến của dầu bơm đi do sự hình thành các cấu
trúc paraffin, dẫn đến sự gia tăng áp suất khi bơm dầu và “đống băng” đường ống
dầu khi dừng bơm;
- Giảm tiết diện dòng chảy của đường ống do sự tính tụ lắng động keonhựa-paraffin bên trong bề mặt đường ống và sự hình thành khu vực ứ đọng dầu
đông dặc.
Các thông số chính của đường ống bao gồm hiệu suất, đường kính, khả năng
vận chuyển và áp suất làm việc. Hiệu suất được áp dụng để tính toán thể tích bơm
theo các hướng xác định. Khả năng vận chuyển của đường ống (dùng để bơm dầu
nhiều paraffin) phụ thuộc vào các thông số của đường ống ( đường kính và độ dài),
cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều kiện đặt ống (ở dưới
nước, chôn sâu), tính chất của chất lỏng bơm đi (độ nhớt, các tính chất lưu biến),
các thông số của thiết bị bơm. Trong quá trình vận hành thực tế, một vài thông sỗ
vẫn duy trì không đổi, nhưng một số khác có thể thay đổi, ảnh hưởng đến khả năng
vận chuyển. Cần thiết phải đảm bảo duy trì các thông số đường ống trong trạng
thái làm việc.
Để chuẩn đoán hoạt động đường ống, cần phải kiểm soát quá trình nhiệt
thủy động bơm dầu có nhiệt độ đông đặc cao. Việc kiểm soát có thể thực hiện
thường xuyên hay theo chu kỳ. Việc kiểm soát thường xuyên có liên quan đến sự
thay đổi áp suất trong đường ống và nhiệt độ bơm dầu đi. Nếu những giá trị thu
được ở những điểm khác nhau trên toàn bộ tuyến ống thì chúng có giá trị hơn và
thông tin hơn.
Khi bơm dầu có nhiệt đông đặc cao bằng đường ống không bọc cách nhiệt
cần phải định kỳ kiểm tra các tính chất lưu biến của dầu bơm đi với mục đích xác
định hiệu quả xử lý dầu bằng hóa phẩm chống đông. Phương pháp kiểm tra đơn
giản nhất là xác định nhiệt độ đông đặc của dầu đang vận chuyển trong đường ống.
Quá trình xác định nhiệt độ đông đặc được thực hiện theo những chuẫn đã biết.
Nhiệt độ đông đặc thể hiện mức độ đặc trung cho tính lưu biến của dầu, ưu

điển của phương pháp này là thực hiện thường xuyên, nhiệt độ đông đặc có thể xác
định một lần một giờ bằng các sử dụng thí bị đo bán tự động
Thông tin khách quan hơn là những kết quả nghiên cứu lưu biến (sự xác
định độ nhớt hiệu dụng và độ nhớt dẻo, ứng suất lực động trong khoảng nhiệt độ
làm việc của đường ống). Để thực hiện điều đó cần thiết phải tổ chức định kỳ lấy
và phân tích mẫu dầu. Những khảo sát trên không thực hiện thường xuyên nhưng
cần thiết khi có sự thay đổi thành phần sản phẩm bơm.
Trong điều kiên không có lớp cách nhiệt thì nhiệt độ nước ở đáy biển là tác
nhân quan trọng ảnh hưởng đến các thông số bơm dầu. Khi nhiệt độ thay đổi dần,
để điều chỉnh chế độ bơm cần phải định kỳ tiến hành kiểm tra nhiệt độ nước bằng
cách sử dụng nhiệt kế đáy.


Do đó, để kiểm soát quá trình nhiệt thủy lực của đường ống ngầm, vận
chuyển dầu có nhiệt độ đông đặc cao, cần phải kiểm soát:
- Nhiệt độ nước xung quanh đường ống;
- Nhiệt độ đông đặc của dầu;
- Tính chất lưu biếng của môi trường bơm
Để kiểm soát sự hình thành của lắng động paraffin trong đường ống làm việc
trên các công trình có thể sử dụng thiết bị chuyên dùng đo sự tích tụ ASPO .
Chúng cho phép đo định kỳ độ dày lắng đọng và lấy mẫy lắng động để phân tích
xác định thành phần. Trong các trường hợp, khi nào cần thiết, thì mô hình thí
nghiệm xác định sự hình thành ASPO trên thiết bị chuyên dụng theo phương pháp
ngón tay lạnh được khuyến khích sử dụng
Mỗi phương pháp kiểm tra đều có hạn chế của nó và phạm vi áp dụng, do đó
cần phải xem xét lựa chọn cho phù hợp với điều kiện làm việc các mỏ ở biển

№
1
1

2
3
4
5
6
7
8
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
9
9.1
9.2
10

Các tính chất hóa lý của dầu giếng №14 và №21 trên RC-2 mỏ Rồng
Bảng №6
Các thông số
Giá trị bằng số
Giếng №14
Giếng №21
2
3
4
5
6

7
Khoảng mở vỉa, m
2358- 2358277924102406-2545
2580 2805
2876
3081
Nhiệt độ dầu ở đáy, oC
84
84
Áp suất miệng, MPa
5.0
3.5
Nhiệt độ dầu trên miệng, 55
45
oС
Áp suất bão hòa khí vĩa 6.9
6.8-7.2
dầu, MPa
Hàm lượng khí khi tách 43.7
44.0
chuẩn, m3/m3
Tỷ trọng dầu tách khí, 856.3 856.6
856.5
850.5
847.0
kg/m3
Thành phần
- nước,
%, thể 0.4
0.8

1.1
1.2
1.1
tích.
- muối,
mg/l
23.9 19.1
71.8
131.6
125.3
- tạp chất cơ học, % kl.
0.03 0.04
0.06
0.05
0.2
- lưu huỳnh, % kl.
0.064 0.063
0.076
0.052
0.087
- paraffin, % kl.
18.8 20.5
20.9
19.3
19.27
- asphalten, % kl.
3.1
2.47
4.13
3.45

2.57
- nhựa, % kl.
4.58 5.33
5.27
4.82
5.49
Độ nhớt (cSt), ở
- 50 oС
8.7
7.8
8.3
6.78
5.45
- 70 oС
5.3
5.1
5.2
4.59
3.28
Độ tro,% kl.
0.037 0.04
0.081


11
12
12.1
12.2
12.3
1

13

Cốc, % kl.
2.61 2.74
3.21
2.67
2.57
Nhiệt độ, oС
- đông đặc
23 (*) 32
33
30.5
33.0
- nóng chảy paraffin
56.3 58.8
53.0
57.7
56.0
- bắt đầu sôi
72.5 77.8
83.4
67.7
72.0
2
3
4
5
6
7
Thành phần chưng cất,

% thể tích.
13.1 đến 100 oС
1.5
1.3
0.9
2.0
2.2
13.2 đến 150 oС
8.5
8.0
5.8
9.0
11.5
13.3 đến 200 oС
17.0
16.2
12.6
17.5
17.0
13.4 đến 250 oС
25.0
23.9
17.9
25
24.0
13.5 đến 300 oС
35.0
33.4
26.5
35

33.0
13.6 đến 350 oС
50.3
48.3
42
48.5
47.9
Ghi chú: (*) – Theo dữ liệu của phòng khai thác dầu khí Viện NCKT&TK dầu
khí biển