SlideShare a Scribd company logo
1 of 117
Download to read offline
LỜI CẢM ƠN
Lời đầu tiên cho em xin được gửi lời cảm ơn quý thầy cô trong khoa Dầu khí,
Trường Đại học Mỏ- Địa chất đã tận tình truyền đạt kiến thức trong những năm em
học tập tại trường. Với vốn kiến thức được tiếp thu trong quá trình học không chỉ là
nền tảng cho quá trình nghiên cứu đồ án mà còn là hành trang quý báu để em bước
vào đời một cách vững chắc và tự tin.
Em xin được gửi lời cám ơn tới bộ môn Khoan-Khai Thác đã tạo điều kiên
cho em được đi thực tập tốt nghiệp tại công ty Thăng Long JOC và giúp đỡ chúng
em trong thời gian thực tập và tạo điều kiện cho em được hoàn thành đồ án này. Đã
tạo một cơ hội cho em được tiếp xúc với một môi trường làm việc chuyên nghiệp,
hiện đại và đầy thách thức.
Cho em gửi lời cảm ơn sâu sắc tới giảng viên,Th.s Nguyễn Văn Thành. Người
đã trực tiếp hướng dẫn chúng em trong suốt quá trình thực tập và đã giúp đỡ, hướng
dẫn chúng em hoàn thành đồ án tốt nghiệp của mình.
Em xin chân thành cảm ơn ban giám đốc, phòng khai thác và anh Lê Quốc
Hưng tại Công ty Thăng Long JOC đã tạo điều kiện thuận lợi cho em thực tập tại
Công ty.
Cuối cùng em kính chúc thầy cô dồi dào sức khỏe và thành công trong sự
nghiệp cao quý. Đồng kính chúc các cô, chú, anh chị trong Công ty luôn dồi dào
sức khỏe và đạt được nhiều thành công trong công việc.
DANH MỤC BẢNG BIỂU
1. Bảng 1.1: Hàm lượng parafin và nhiệt độ lắng đọng parafin của dầu thô tại mỏ
HSD và mỏ HST .........................................................................................................2
2. Bảng 2.1: Thông số cấu trúc của mỏ HST ............................................................24
3. Bảng 2.2: Tính chất chất lưu của mỏ HSD liên quan đến parafin ........................29
4. Bảng 2.3: Tính chất chất lưu của mỏ HSD liên quan đến parafin ........................29
5. Bảng 2.4: Thành phần chủ yếu của chất lưu mỏ HSD..........................................30
6. Bảng 2.5: Thành phần chủ yếu của chất lưu mỏ HST ..........................................31
7. Bảng 3.1: Tóm tắt các phương án vận chuyển dầu nhiều parafin.........................55
8. Bảng 4.1: Thống kê xuất hiện parafin trên đường ống .........................................59
9. Bảng 4.2: Tỷ lệ hóa chất được dùng để thử nghiệm tại HSD ...............................67
10. Bảng 4.3: Kết quả sàng lọc hóa chất đối với dầu thô tại mỏ HSD .....................68
11. Bảng 4.4: Kết quả thử nghiệm thực tế hóa chất đối với dầu thô tại mỏ HSD. .. 68
12. Bảng 4.5:Kết quả thử nghiệp giảm độ bền chảy................................................ 69
13.Bảng 5.8: quy trình đóng mỏ các van trên đường ống bơm hóa phẩm PPD ...... 71
14. Bảng 5.1: Kết quả tính toán nhiệt độ tại các vị trí đặc biệt trên tuyến ống........ 79
15. Bảng 5.2: kết quả tính tổn hao áp suất trên đường ống trường hợp 1.............. 103
16. Bảng 5.3:kết quả tính tổn hao áp suất trên các điểm của đường ống trường hợp1.
................................................................................................................................ 105
17. Bảng 5.4: Giá trị tổn hao áp suất dọc theo tuyến ống:.................................... 106
18. Bảng 5.5:kết quả tính tổn hao áp suất trên các điểm của đường ống trường hợp 2
................................................................................................................................ 106
19. Bảng 5.6: kết quả tổng hợp tổn hao thủy lực trên đường ống HSD-HST........ 107
20. Bảng 5.7: Kết quả tổng hợp tính toán nhiệt và thủy lực đường ống HSD-HST
................................................................................................................................107
DANH MỤC HÌNH VẼ
1. Hình 1.1: Đường cong chảy(a) và đường cong nhớt của chất lỏng nhớt (b) ..... 7
2. Hình 1.2: Mặt phân bố vận tốc trong dòng chảy rối .......................................... 13
3. Hình 2.1: Phân lô Bể Cửu Long & Lô 15-02/1................................................. 15
4. Hình 2.2: Bản đồ nóc móng Bể Cửu Long......................................................... 18
5. Hình 2.3: Nóc móng 6 khối của mỏ HSD.......................................................... 27
6. Hình 2.4: Sơ đồ thu gom và phân phối từ tàu FPSO tới các mỏ........................ 31
7. Hình 3.1: Quan hệ phụ thuộc giữa  và  vào nồng độ chất phụ gia .......... 34
8. Hình 3.2: Tương quan giữa độ nhớt hiệu dụng của dầu vào nhiệt độ và vận tốc
dịch chuyển ............................................................................................................ 36
9. Hình 3.3: Các hình thức gia nhiệt cho đường ống ............................................. 37
10 .Hình 3.4: Quan hệ phụ thuộc giữa nhiệt đô đông đặc và nhiệt độ sử lý của dầu
................................................................................................................................ 40
11. Hình 3.5: Cấu trúc của dầu............................................................................... 41
12. Hình 3.6: Mối liên hệ giữa hàm lượng hóa phẩm (ppm) với tỷ lệ D/R ........... 46
13. Hình 3.7: Ảnh hưởng của lượng nước đến tổn hao áp suất ............................. 48
14. Hình 3.8: Cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống nằm ngang...... 52
15. Hình 3.9: Sơ đồ một nút lỏng khí trên đường ống nằm ngang ........................ 54
16. Hình 4.1. So sánh sự phân bố n-parafin với các mẫu thử khác nhau............... 57
17. Hình 4.2: Sự phân bố n-parafin của mẫu chất lưu đã hiệu chỉnh so với mẫu gốc
................................................................................................................................ 58
18. Hình 4.3: Tốc độ lắng đọng parafin dọc tuyến ống từ HSD-HST ................... 60
19. Hình 4.4: Lưu biến kế Mars III ........................................................................ 66
20. Hình 4.5: Đồ thị kết quả kiểm nghiệm thực tế profile độ nhớt của dầu mỏ HSD
................................................................................................................................ 69
21 .Hình 4.6: Đồ thị thể hiện đặc tính của những PPD trong thử nghiệm độ bền
chảy ........................................................................................................................ 70
22. Hình 5.1: Đồ thị thể hiện khả năng vận chuyển của tuyến ống liên quan đến
nhiệt độ và nguy cơ xuất hiện kết tinh parafin....................................................... 77
23. Hình 5.2: Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton .................... 85
24. Hình 5.3: Đặc tinh chuyển động của chất lỏng Bingham trong ống................ 87
25. Hình 5.4:Quỹ đạo tuyến ống nội mỏ dẫn dầu từ HSD-HST............................ 97
Bảng Các Ký Hiệu Viết Tắt Trong Đồ Án
STT Ký hiệu Nghĩa
1 HSD Mỏ Hải Sư Đen
2 HST Mỏ Hải Sư Trắng
3 TLJOC
Thang Long Joint Operating Company
(Công Ty Điều Hành Chung Thăng Long)
4 WAT
Wax Appearance Temperature
(Nhiệt Độ Bắt Đầu Kết Tinh Parafin)
5 PPD Giảm Nhiệt Điểm Đông Đặc
6 HSD WHP
Hai Su Den Wellhead Platform
(Giàn Đầu Giếng Hải Sư Đen)
7 FPSO
Floating Production, Storage And Offloading
Facility
( Tầu Khai Thác, Kho Chứa Nổi)
8 TH1 TRƯƠNG HỢP 1
9 TH2 TRƯỜNG HỢP 2
10 HTGC
High Temperature Gas Chromatography
(Sắc khí nhiệt độ cao)
11 CPM Cross Polar Microscopy
(soi bằng kính hiển vi chéo cực)
12 DSC
Differential Scanning Calorimeter
(quét sự khác biệt về nhiệt lượng)
PHỤ LỤC Trang
MỞ ĐẦU............................................................................................................1
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM TÍNH CHẤT CỦA DẦU NHIỀU
PARAFIN...........................................................................................................2
1.1.Khái niệmvề parafin.....................................................................................2
1.2. Đặc trưng của dầu nhiều parafin .................................................................3
1.2.1.Độ nhớt......................................................................................................3
1.2.2.Khối lượng riêng .......................................................................................3
1.2.3.Thành phần dầu.........................................................................................4
1.2.4.Nhiệt dung.................................................................................................4
1.2.5.Độ dẫn nhiệt ..............................................................................................4
1.3. Chất lỏng Newton và phi Newton...............................................................5
1.3.1. Chất lỏng Newton ....................................................................................5
1.3.2. Chất lỏng phi Newton ..............................................................................6
1.3.2.1.Chất lỏng có đặc trưng lưu biến không phụ thuộc vào thời gian...........6
1.3.2.1.1. Chất lỏng Bingham (dẻo quánh) ........................................................6
1.3.2.1.2. Chất giả dẻo (chất lỏng gần như chất dẻo).........................................8
1.3.2.1.3. Chất lỏng đi-la-tan..............................................................................8
1.3.2.2. Chất lỏng có đặc trưng lưu biến phụ thuộc vào thời gian.....................8
1.3.2.2.1. Loại chất lỏng ticxotrop .....................................................................8
1.3.2.2.2. Loại chất lỏng Reopec........................................................................9
1.4. Các lớp lắng đọng parafin...........................................................................9
1.4.1. Dạng chất đặc, cứng.................................................................................10
1.4.2. Dạn chất vẫn xốp hoặc nhảo ....................................................................10
1.5. Điều kiện tạo thành lớp lắng đọng parafin..................................................10
1.6. Cơ chế lắng đọng parafin ............................................................................12
CHƯƠNG2: TỔNG QUAN VỀ MỎ HST và HSD ..........................................15
2.1. Giới thiệu bồn trũng Cửu Long...................................................................15
2.1.1. Thông tin chung .......................................................................................15
2.1.2. Môi trường cấu trúc..................................................................................19
2.1.3. Sự tiến triển của bể...................................................................................21
2.2. Sơ lược tổng quan mỏ HST và HSD...........................................................23
2.2.1. Đặc điểm địa tầng.....................................................................................23
2.2.2. Cấu trúc mỏ HST và HSD........................................................................25
2.2.2.1. Mỏ HST.................................................................................................26
2.2.2.2. Mỏ HSD ................................................................................................27
2.3. Tính chất chất lưu tại mỏ HST và HSD ......................................................32
2.3.1. Một số tính chất của chất lưu tại HSD và HST........................................32
2.3.1.1 Mỏ HSD .................................................................................................32
2.3.1.2. Mỏ HST.................................................................................................32
2.3.2. Thành phần dầu mỏ của mỏ HSD và HST...............................................33
2.3.2.1. Mỏ HSD ................................................................................................33
2.3.2.2. Mỏ HST.................................................................................................33
2.4. Mô hình tổng thể hệ thống thu gom từ mỏ HSD sang HST........................34
CHƯƠNG 3:CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN
............................................................................................................................32
3.1. Phương pháp trộn lẫn dầu nhiều parafin với các dung môi hoặc với dầu có độ
nhớt thấp.............................................................................................................32
3.2. Phương pháp bơm chuyển dầu nóng...........................................................35
3.2.1. Gia nhiệt bằng trạm..................................................................................38
3.2.2. Gia nhiệt bằng đường ống........................................................................38
3.2.3. Dùng trạm gia nhiệt kết hợp với bọc lớp cách nhiệt................................39
3.3. Phương pháp vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt ..............................................39
3.4. Phương pháp bơm chuyển dầu đã xử lý bằng hóa phẩm ............................44
3.4.1. Nhóm 1.....................................................................................................45
3.4.2. Nhóm 2.....................................................................................................46
3.5. Phương pháp bơm chuyển nước -dầu .........................................................49
3.5.1. Phương pháp chảy vành khuyên ..............................................................49
3.5.2. Phương pháp vận chuyển nhủ tương........................................................49
3.5.3. Nghiên cứu vận chuyển hỗn hợp dầu- nước ............................................50
3.5.4. Những quan điển mới...............................................................................51
3.6. Phương pháp bơm chuyển dầu đã bảo hòa khí ...........................................52
3.7. Pháp bơm chuyển dầu nhờ các nút đẩy, phân cách.....................................52
3.8. Phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí.................................................53
CHƯƠNG 4: CƠ SỞ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP DÙNG HÓA CHẤT PPD
ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN CHUYỂN DẦU TỪ HSD-HST...............56
4.1. Cơ sở lý thuyết lựa chọn hóa chất PPD ......................................................56
4.1.1. Điều kiện địa lý, khoảng cách và điều kiện ứng dụng của giàn HSD WHP
............................................................................................................................56
4.1.2. Điều kiện, tính chất của chất lưu khai thác của mỏ HSD ........................56
4.1.2.1Tính chất parafin của chất lưu mỏ HSD thông qua đánh giá của dữ liệu sắc
khí nhiệt độ cao (HTGC)....................................................................................56
4.1.2.2. Tổng quan về lắng đọng parafin trên đường ống từ HSD sang HST và
Khoảng thời gian khai thác năm thứ 10................................................59
4.1.2.2.1. Phân tích tốc độ lắng đọng parafin ...................................................59
4.1.2.2.2.Khoảng thời gian khai thác năm thứ 10..............................................60
4.1.3. Phân tích lựa chọn hóa chất PPD làm chất ức chế WAX (parafin) ........61
4.1.3.1.Loại hóa chất..........................................................................................61
4.1.3.2.Vị trí bơm hóa chất ức chế.....................................................................62
4.1.3.3.Tốc độ bơm hóa chất..............................................................................63
4.2.Vận chuyển dầu nhiều parafin bằng phương pháp có sự tác động của hóa chất
chống đông PPD ..........................................................................................63
4.2.1Sơ lược về tình hình sử dụng hóa chất chống đông PPD tại mỏ HSD.......63
4.2.2. Quy trình sử dụng hóa chất chống đông PPD64
4.3.Giới thiệu về hóa chất chống đông PPD và thí nghiệm tính toán tốc độ bơm
hóa phẩm PPD....................................................................................................65
4.3.1. Tóm tắt .....................................................................................................65
4.3.2.Những thí nghiệm, thực nghiệm ...............................................................65
4.3.2.1. Thí nghiệm kiểm tra điểm chảy bằng phương pháp ASTMD5853 ......66
4.3.2.2.Mô hình mô phỏng độ nhớ.....................................................................66
4.3.2.3.Thí nghiệm độ bền chảy.........................................................................67
4.3.3.Kết quả ......................................................................................................68
4.3.3.1. Thí nghiệm kiểm tra điểm chảy bằng phương pháp ASTMD5853 ......68
4.3.3.2.Mô hình mô phỏng độ nhớt....................................................................70
4.3.3.3.Thí nghiệm độ bền chảy.........................................................................70
4.3.4.Kết luận .....................................................................................................70
4.4.Quy trình vận hành bơm hóa phẩm PPD vào đường ống ............................71
CHƯƠNG 5:TÍNH TOÁN VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN TỪ HSD-
HST. ...................................................................................................................74
5.1 Tính toán nhiệt lượng trên đường ống từ HSD SANG HST........................74
5.1.1 Lý thuyết tính toán nhiệt ...........................................................................74
5.1.2. Tính toán nhiệt cho đường ống dẫn dầu từ HSD sang HST ....................76
5.2. Tính toán thuỷ lực .......................................................................................81
5.2.1. Lý thuyết tính toán thuỷ lực đường ống vận chuyển dầu thô ..................82
5.2.1.1. Ống dẫn chất lỏng Newton....................................................................82
5.2.1.2. Ống dẫn chất lỏng phi Newton .............................................................88
5.2.2. Tính toán thủy lực cho đường ống thu gom dầu nội mỏ từ HSD-HST ...99
5.2.2.1. Sơ đồ hệ thống thu gom từ HSD sang HST..........................................99
5.2.2.2.Tính toán thủy lực cho đường ống thu gom dầu nội mỏ từ HSD-HST .99
5.2.2.1.1.Sơ đồ tuyến ống và số liệu tính toán...................................................100
5.2.2.1.2.Tính toán thủy lực đường ống thu gom dầu nội mỏ từ HSD tới HST 101
KẾT LUẬN
1
MỞ ĐẦU
Ngành công nghiệp dầu khí tuy mới phát triển nhưng đã khẳng định được
vai trò trong nền kinh tế quốc dân. Ngành dầu khí ngày càng được củng cố và phát
triển, những trang bị mới về công nghệ hiện đại tiên tiến và con người với chuyên
giỏi, đã khẳng định được sự lớn mạnh và cạnh tranh mãnh mẽ của ngành dầu khí
Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí trên thế giới. Nhiều hợp đồng khai thác dầu khí ở
trong và ngoài nước đã và đang thực hiện rất thành công.
Việc vận chuyển các sản phẩm khai thác từ trên mặt đất (miệng giếng) đến
các các thiết bị tách cơ bản ban đầu, cho đến các điểm cất chứa đều được thực hiện
bằng đường ống vận chuyển. Đặc trưng của dầu thô Việt Nam là có nhiệt độ đông
đặc và hàm lượng parafin cao. Việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao hiệu quả
vận chuyển là một yêu cầu quan trọng hang đầu trong việc tính toán lợi nhuận,
năng suất cũng như tuổi của các thiết bị. Mà trong đó yêu cầu cấp thiết là hạn chế
sự hình thành và lắng đọng parafin trên đường ống, bởi để xảy ra vấn đề này là
một nguy cơ rất có hại cho năng suất của đường ống.
Tuy với hàm lượng parafin ở mức thấp, nhưng do đường ống dài 9,9km và
đã xuất hiện lắng đọng parafin trên đường ống.Nắm bắt được sự cần thiết này và
được sự đồng ý và hướng dẫn của thầy giáo Ths.Nguyễn Văn Thành em đã chọn
đề tài “Vận chuyền dầu nhiều parafin từ mỏ HSD sang mỏ HST”.
Do thời gian làm đồ án có hạn và việc tìm hiểu còn chưa đầy đủ nên không
thể tránh khỏi những sai sót. Vì vậy em đã có được sự góp ý và hướng dẫn tận tình
của thầy, cô và các bạn.
Sinh viên thực hiện
Đào Văn Phúc
Hà nội, ngày tháng 6 năm 2015
2
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM TÍNH CHẤT CỦA DẦU
NHIỀU PARAFIN
1.1.Khái niệm về parafin.
Thành phần cơ bản của dầu thô là các hợp chất hydrocacbon gồm H và C
chiếm 60 đến 90% trọng lượng. Căn cứ vào cấu trúc mạch dầu được chia ra làm
ba loại:
- Dầu parafinic, công thức tổng quát CnH2n+2.
- Dầu naftenic công thức tổng quát CnH2n , tên gọi các cấu tử cũng như dầu
paraffin, có thêm tiếp đầu ngữ cyclo, cyclohexan, cyclopenta chỉ ra rằng mạch có
cấu trúc dạng vòng. Loại vòng có bảy cạnh trở lên rất ít gặp. Loại sáu cạnh ngưng
tụ có gặp trong dầu thô nhưng hàm lượng rất thấp.
- Dầu aromatic có công thức tổng quát CnH2n-6, đa phần thường gặp ở dạng
dẫn suất của Benzen.
Hai loại naftenic và aromatic có khả năng hòa tan cao.
Dầu parafin bao gồm các hydrocacbon có dạng cấu trúc mạch thẳng hoặc
mạch nhánh (iso-parafin). Ở điều kiện bình thường, cấu trúc C1 đến C4 tồn tại ở thể
khí, C5 đến C15 tồn tại ở thể lỏng, C17 trở lên thì ở dạng rắn. Các lắng đọng parafin
rắn là một hỗn hợp gồm các tinh thể parafin và một số chất khác. Thông thường
parafin chiếm 10 đến 75%, asphalt 2 đến 5%, hắc ín 10 đến 30%, tạp chất cơ học
1 đến 5%.
Trong nhóm parafin rắn bao gồm C17 đến C71, theo tính chất lý hóa người ta
chia ra parafin C17 đến C36 và xeresin C36 đến C71. Mật độ parafin rắn từ 0,865 đến
0,940 g/cm3
, nhiệt độ nóng chảy từ 22 đến 85 o
C.
Căn cứ vào phương pháp phân loại của Nga, người ta chia ra làm 4 loại :
không có parafin (<1%), dầu ít parafin 1 đến 2%, dầu parafin trung bình 2 đến
12% và dầu nhiều parafin (>12%).
Đối với hai mỏ Hải Sư Tử Trắng (HST) và Hải Sư Tử Đen (HSD) thì hàm
lượng parafin và nhiệt độ xuất hiện lắng đọng.
Mỏ Hàm lượng Parafin(%wt) Nhiệt độ tạo lắng đọng (o
C)
Hải Sư Trắng (HST) 0,13 31
Hải Sư Đen (HSD) 0,45 52
Bảng 1.1:hàm lượng parafin và nhiệt độ lắng đọng parafin tại mỏ HSD vàHST
3
1.2.Đặc trưng của dầu parafin.:
Trong hóa học hửu cơ, thuật ngữ "parafin” được dùng để chỉ những hợp
chất hydrocacbon thuộc dãy đồng đẳng no (hay dãy béo) hoặc cũng có tên là
hydrocacbon ankanl, có công thức CnH2n+2.
Trong kỹ thuật, thuật ngữ “parafin” để chỉ những sản phẩm chứa những
hydrocacbon no, chủ yếu là dạng mạch thẳng với số nguyên tử cacbon từ C9-C40
được tách ra từ dầu mỏ cũng như một số khoáng vật khác.
Hợp chất parafin phân bố khác nhau trong từng loại dầu và từng phân
đoạn của sản phẩm . Đối với các loại dầu nhẹ, hàm lượng parafin cao tới 60-
70% tập trung n-parafin nhiều ở phân đoạn nhẹ, sôi đến 240o
C và giảm dần
theo chiều tăng của nhiệt độ sôi.
Đặc trưng của dầu parafin được xem xét trên một số yếu tố sau:
1.2.1. Độ nhớt.
Độ nhớt dầu là một thông số hết sức quan trọng, nó thể hiện bản chất của
một chất lỏng.
Ở trạng thái tĩnh, dầu parafin là một chất lỏng phi Newton.
Phương trình tổng quát thể hiện đặc tính lưu biến của dầu parafin là:
τ = τo + μ*
𝑑𝑣
𝑑𝑟
(1.1)
Trong đó:
- τ : ứng suất trượt (Pa).
- τo :ứng suất trượt tĩnh.
- μ : độ nhớt biểu kiến.
Trong quá trình vận chuyển dầu trong đường ống dẫn luôn có sự trao đổi
nhiệt với môi trường, parafin trong dầu dần dần tách ra, thành phần parafin đa dạn
nên hàm lượng parafin tách ra phụ thuộc vào nhiệt độ, yếu tố này tác động mạnh
tới độ nhớt.
Do vậy, dầu pafafin là dầu có độ nhớt cao.
1.2.2. Khối lượng riêng.
Khối lượng riêng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ và thành phần của dầu. Dầu
khai thác ở các mỏ khác nhau thì tính chất cũng khác nhau và do đó khối lượng
riêng cũng khác nhau. Trong suốt quá trình vận chuyển dầu, nhiệt độ thay đổi
dọc đường ống nên mật độ cũng thay đổi theo.
Dầu parafin có mật độ biến thiên lớn trong quá trình vận chuyển.
4
1.2.3. Thành phần dầu.
Dầu mỏ cấu tạo bởi các loại hydrocacbon : Parafin, Naphten, Aromatic và
hydrocacbon hỗn hợp cả ba loại.
Bên cạnh thành phần chuy yếu hydrocacbon, trong dầu mỏ còn có một tỷ lệ
nhỏ các hợp chất khác như: lưu huỳnh, nitơ, oxy và những kim loại dưới dạng
muối của axit dầu mỏ…
Dầu parafin có thành phần parafin đa dạn bao gồm rất nhiều các cấu tử
parafin với chiều dài mạch cacbon dài ngắn khác nhau.
Ngoài các parafin mạch thẳng còn có parafin mạch vòng, mạch nhánh tác
động mạnh đến tính chất của dầu. Trong dòng chảy, khi nhiệt độ giảm các
parafin có nhiệt độ đông đặc cao hơn sẽ lắng đọng trên các parafin có nhiệt độ
lắng đọng thấp hơn và do đó tăng cường tinh thẻ parafin ban đầu.
Cấu trúc tinh thể này phụ thuộc rất nhiều vào tốc độ biến đổi nhiệt độ, tốc
độ biến đổi nhiệt độ càng nhanh sẽ hình thành vô số các tinh thể nhỏ, tốc độ làm
lạnh càng chậm sẽ hình thành các tinh thể dạng bản và dạng kim rất dễ đông tụ
thành mạng không gian.
1.2.4. Nhiệt dung.
Nhiệt dung của dầu cũng là hàm số theo nhiệt độ và hàm lượng parafin tách
ra, có thể biểu diễn bằng công thức sau.
20
35,56*(1687,5 3,39 )
*(1 ) *
p
pa
t
C
d p p C


 
(1.2)
Với:
Cpa: nhiệt dung parafin (2720J/kg.o
C)
Cp :nhiệt dung của dầu ở nhiệt độ t(J/kg.o
C)
Xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung ta có:
C=(1-W)*Cp+W*Cw
Cw: nhiệt dung của nước (400 J/kg.o
C)
1.2.5. Độ dẫn nhiệt:
Là hàm số theo nhiệt độ, hàm lượng parafin với lượng nước trong dầu:
hfo=
 
20
15,6* 1 0,47 3*(t 263)
d
  
(1.3)
Trong đó:
hfo :hệ số dẫn nhiệt của dầu (W/m độ)
Xét ảnh hưởng của parafin ta có:
5
* 2* 2*P(h )
2* *( )
fo fa fo fa
tp
fo fpa fo fpa
h h h
h
h h P h h
   
  
(1.4)
Xét đến ảnh hưởng của nước
hf = (1-w)* hfp + W * hfw (1.5)
Trong đó :
hf: hệ số dẫn nhiệt xét đến các yếu tố.
hfw: hệ số dẫn nhiệt của nước: 0.62 (W/m độ)
1.3.Chất lỏng Newton và phi Newton.
1.3.1. Chất lỏng Newton.
Trước tiên chúng ta giới thiệu qua chất chất lỏng Newton. Là chất lỏng nhớt, tuân
theo định luật ma sát trong của Newton, nghĩa là ứng suất tiếp tuyến và gradient vận
tốc phụ thuộc tuyến tính với nhau. Hệ số tỉ lệ giữa 2 chúng được gọi là độ nhớt.
Định luật Newton:
* *
d
P F
dy

 (1.6)
Trong đó:
P: lực mà sát giữa các lớp chuyển động song song; N.
𝜇 hệ số nhớt động lực (độ nhớt Newton); N.s/m2
F: diện tích mặt ma sát; m2
.
𝑑𝑣
𝑑𝑦
: gradien vận tốc; m/(m.s)
Ứng suất tiếp tuyến được xác định như sau
*
d
dy

  ( 2
N
m
) (1.7)
Trong đó τ ứng suất trượt .
Từ đó ta thấy chất lỏng không tuân theo định luật Newton gọi là chất lỏng phi
Newton. Mà ta đã biết dầu parafin có tính chất của chất lỏng phi Newton.
Vậy những tính chất đó như sau.
6
1.3.2. Chất lỏng phi Newton.
Chất lỏng không tuân theo định luật Newton gọi là chất lỏng phi Newton.
1.3.2.1. Chất lỏng có đặc trưng lưu biến không phụ thuộc vào thời gian gồm
các loại sau:
1.3.2.1.1. Chất lỏng Bingham (dẻo quánh).
Có tính chất như vật rắn đàn hồi, chỉ khi tốc độ lớn mới có tính chất lưu động.
Đó là các huyền phù mà giữa các hạt lơ lửng có sức hút lấn nhau. Khởi đầu rất
nhớt, sau đó mới có chảy tốt như: chất dẻo nhảo, bùn, sơn dầu, kem đánh răng.
``
(a)
(Pa)
o
0 (S-1
)
I2
I1
I3
I3
II2
II1
II3
II3
7
(b)
Hình 1.1: Đường cong chảy (a) và đường cong nhớt của chất lỏng “nhớt”
(b).
II1: Chất lỏng Newton:  =  





dr
dv
II2: Chất lỏng giả dẻo (mô hình Oswald):  = ’
n
dr
dv






, n<1
I1: Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham):  = o + ” 





dr
dv
I3, II3: Chất lỏng có độ nhớt tăng dần
I2: Chất lỏng có độ nhớt giảm dần
Phương trình lưu biến có dạng:
w
gh d
d
dy
     (1.8)
Trong đó : gh : ứng suất trượt tới hạn.
d : độ nhớt dẻo
Chất lỏng giả dẻo
Chất lỏng
Bingham-Xvedop
Chất lỏng
Newton
Chất lỏng
Dilatant
drdv0

8
1.3.2.1.2. Chất giả dẻo (chất lỏng gần như chất dẻo):
Không có giới hạn của ứng suất trượt, khác với chất lỏng dẻo quánh là nó bắt
đầu chảy khi giá trị của  rất nhỏ.
Sự phụ thuộc giữa ứng suất trượt và vận tốc là đường cong đi qua gốc tọa độ và
được biểu diễn bằng phương trình sau có dạng hàm số mũ.
w
n
d
k
dy

 
  
 
(1.9)
Trong đó:
- k đặc trưng cho độ nhớt và không đổi đối với mỗi chất lỏng, độ nhớt của
chất lỏng càng lớn thì k càng nhỏ.
- 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 thay đổi trong một khoảng
thay đổi vận tốc trượt khá lớn
xuất phát từ công thức (1.9) thì độ nhớt của chất lỏng giả dẻo được tính theo
phương trình sau:
1
w w
:
n
d
d d
k
dy dy
 

 
   
 
(1.10)
Trong đó n<1, do đó n-1 sẽ âm, điều đó chứng tỏ độ nhớt giảm khi vận tốc
trượt tăng.
Các loại huyền phù chứa hạt không đối xứng, dung dịch polyme đều thuộc
chất giả dẻo.
1.3.2.1.3. Chất lỏng đi-la-tan.
Không có giới hạn độ linh động, nhưng khi tăng vận tốc trượt thì độ nhớt
tăng. Chất lỏng đi-lan ta là huyền phù đậm đặc mà các phân tử lơ lửng có sức đẩy
nhau ra. Nó giống như hệ Newton ở giai đoạn gradient tốc độ nhỏ nhưng khi
gradien này đạt một giá trị nhất định thì  tăng đột ngột
1.3.2.2. Chất lỏng có đặc trưng lưu biến phụ thuộc vào thời gian.
Loại này không thể mô tả bằng phương trình lưu biến đơn giản.
1.3.2.2.1. Loại chất lỏng ticxotrop.
Cấu trúc của chất lỏng biến đổi khi tốc độ không thay đổi. Độ nhớt biểu kiến
dạng theo thời gian. Như vậy độ nhớt của loại chất lỏng này phụ thuộc vào thời
gian chuyển động và vận tốc của nó, đặc trưng cho chất này đó là sữa chua.
1.3.2.2.2. Loại chất lỏng Reopec.
9
Cấu trúc không thay đổi khi chuyển động, gồm phần lớn các chất keo, ví dụ
như lòng trắng trứng. Do ảnh hưởng của chuyển động đơn hướng mà độ chảy của
nó kém đi.
1.4.Các lớp lắng đọng parafin.
Các lớp lắng đọng parafin là hỗn hợp carbonhydro rắn với các chất nhựa
asphalten, chất keo có hàm lượng phân tử cao, nước và cặn cơ học. Tỷ lệ các
thành phần của parafin lắng đọng thay đổi diện rộng, tùy thuộc vào thành phần
dầu và vị trí lấy mẫu.
Khi nhiệt độ dầu giảm, trước hết lượng carbonhydro trơ (khó nóng chảy, khả
năng hòa tan kém) sẽ tách ra khỏi dầu. Bởi vậy phần chính các lớp parafin lắng
đọng bao gồm parafin khó nóng chảy cùng với hỗn hợp chất keo, nhựa và chất
thơm (asphalten). Càng xa miệng giếng hàm lượng paraíĩn rắn trong thành phần
parafin lắng đọng càng giảm, lượng carbonhyđro lỏng càng tăng.
Như vậy nhiệt độ nóng chảy của parafai rắn nói riêng và hỗn hợp parafin
lắng đọng nổi chung sẽ giảm đi. Lớp parafin lặng đọng sẽ gắn chặt vào thành ống
có thành phần hạt nhỏ, mật độ cao và chứa một lượng carbonhyđro rắn lớn hơn
lớp ngoài có dạng thô hơn. Điều này chứng tỏ rằng, trong quá trình tích tụ các lớp
parafin những hạt tinh thể parafin nhỏ nhất liên kết nhau, gắn chặt nhau và đẩy
pha lỏng như: chất nhựa, chất thơm nằm giữa chúng ra ngoài.
Mức độ lắng đọng parafin trong các thiết bị thu gom vận chuyển dầu phụ
thuộc vào thành phần carbonhydro rắn. Mức độ lắng đọng parafin càng tăng khi
hàm lượng carbonhyđro khó nóng chảy càng nhiều và giảm khi hàm lượng
carbonhydro thơm tăng.
Tại các mỏ parafin có thể lắng đọng ở 2 dạng:
1.4.1. Dạng chất đặc, cứng.
Hình thành trong đường ống khai thác của các giếng dầu, đường ra và trong
đương ống khác ở nơi vận chuyển hỗn hợp dầu khí. Lớp lắng đọng này phân bố
đều trên bề mặt bên trong của thành ống.
1.4.2. Dạn chất vẫn xốp hoặc nhảo:
Gồm những hạt parafin riêng biệt, không liên kết chặt với nhau, không bám
chặt vào bề mặt kim loại của thiết bị. Dạng lắng đọng này tạo thành ở thành bình
của bình đo, bể chưa, hoặc thậm chí trong đường ống mà vận tốc chất lỏng rất nhỏ.
10
Nhiều công trình chỉ ra rằng không phụ thuộc vào profil của đường ống, mức độ
parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu đường ống và giảm dần theo chiều chuyển
động của dòng.
Có những trường hợp, theo hướng chuyển động nằm ngang của hỗn hợp
dầu- khí người ta thấy chiều dày lớp lắng đọng parafin tăng lên ở phần dưới của
ống. Có thể giả thiết rằng trong đường ống đã hình thành dạng chuyển động phân
tầng của hỗn hợp dầu-khi. Như vậy đặc trưng phân bố các lớp parafin lắng đọng
theo mặt cắt ngang đường ống và theo chiều dài đường ống mang tính đa dạng.
Nhưng quy luật chung là cường độ parafin hóa trong đường ống giảm dần theo
chiều chuyển động của dòng dầu. Cường độ lắng đọng parafin (hya parafin hóa
đường ống) phụ thuộc vào tính chất lý hóa của dầu, hàm lượng cacbonhydro răn,
điều kiện thủy động học, các đặc tính thủy lực học của dòng dầu khí, đặc tính bề
mặt bên trong của đường ống (độ ẩm ướt, độ phân cực, đọ nhám) và đường kính
ống.
1.5.Điều kiện tạo thành lớp lắng đọng parafin.
Có ba 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 hòa tan
khi dầu bị nguội (yếu tố nhiệt độ).
- Dòng chảy trong đường ống có lẫn với khí tự do (yếu tố khí).
- Độ nhớt của dầu 𝜈 ở 20o
C ≤ 0.2 (yếu tố độ nhớt).
Những quan sát tiếp theo của quá trình cho tạo parafin cho thấy sự hình thành
parafin trong đường ống có thể xảy ra khi tồn tại ba yếu tố nêu trên. Để lớp lắng
đọng parafin trên thành ống có thể tồn tại , thì độ bền vững và liên kết với thành
ống phải lớn hơn ứng suất tiếp tuyến do dòng chất lỏng tạo thành, trong trường
hợp ngược lại lớp lắng đọng chất lỏng tạo thành trên thành ống sẽ bị vỡ thèo dòng
chảy và có thể xác định theo công thức.
2
*V *
8g
 
  (1.11)
Trong đó: - τ :ứng suất tiếp tuyến, (g/cm2
)
- V: vận tốc trung bình của dòng chất lỏng, (cm/s)
- 𝜌 : mật độ riêng, (g/cm3
)
- g : gia tốc trọng trường , (9.81 m/s2
)
- 𝜆: hệ số sức cản thủy lực
11
Suy ra điều kiện thủy lực để tồn tại lắng đọng parafin là:
2
*V *
8
p
g
 
  (1.12)
τp: độ bền parafin hay là lực bám vào thành ống, (g/cm2
)
Trong điều kiện vận chuyển dầu theo đường ống nhám, độ bền liên kết giữa
các lớp parafin và thành ống thường lớn hơn độ bền liên kết giữa các hạt parafin
với nhau. Khi đó việc tẩy lớp lắng đọng có thể thực hiện theo từng lớp.
Trong trường hợp thành ống nhẵn (ví dụ như được phủ chất dẻo hoặc thủy
tinh) liên kết parafin với thành ống không bền vũng lớp parafin có thể bị rời khỏi
thành ống hoàn toàn.
Khi nhiệt độ giảm, độ bền parafin tăng rất nhiều và nó khó bị rửa trôi bởi
dòng chất lỏng.
Từ đó cho thấy ảnh hưởng của nhiệt độ lên quá trình tạo thành parafin chủ yếu
là làm tăng độ bền của lớp parafin , chứ không làm tăng thể rắn parafin trong dầu.
Những yếu tố bổ sung khác ảnh hưởng đến độ bền của lớp parafin, dễ thấy là
hàm lượng nhựa trong dầu , trong chính lớp đọng và mức độ của dòng chảy rối.
1.6.Cơ chế lắng đọng parafin.
Ảnh hưởng điều kiện thủy lực lên sự hình thành lớp lắng dọng parafin thể hiện
rõ ràng trong sự so sánh những hiện tượng sau.
- Dầu không chuyển động trong đường ống đường như là điều kiện lý tưởng
cho sự kết tinh parafin trên thành ông, nhưng trong thực tế lớp lắng dọng parafîn
không hình thành. Khi dầu trong trạng thái tĩnh bị nguội, những tinh thể parafin
tách ra tạo thành cấu trúc, dầu bị đông lại, khi phục hồi chuyển động dầu bị đẩy
đi, bề mặt trong thành ông không có lớp đọng parafin.
- Trong chuyển động phân tầng của dầu theo đường ống lớp lắng đọng
parafin cũng không hình thành, lớp parafin nhảo trong dầu được dòng chảy
mang đến các bể chứa.
Lớp parafin nhảo có thể lắng đọng trong đường ống thu dầu nếu vận tốc
chuyển dộng của dầu không đủ để làm trôi nó đi.
Vận tốc cực tiểu của dòng chảy cần thiết dể làm trôi những hạt parafin dược
xác định bằng công thức Shisenko:
12
1 1* * * ( )
2
K R g f
V
K
 

 
 (1.13)
Trong đó:
- V: vận tốc trugn bình dòng chảy, (cm/s)
- K1: hệ số hình dạng, đối với hình cầu K=9.42.
- g: gia tốc trọng trường, (9,8 cm/s2
).
- R: bán kính trong của ống (cm)/
- f: hệ số ma sát xác định bằng thực nghiệm (f=0,8)
- ∆: kích thước hạt parafin (cm).
- 𝜈 :độ nhớt động học của chất lỏng (Stocks)
- 𝜌1 , 𝜌 : trọng lượng riêng của những hạt phân tán và của môi trường phân
tán.
Đối với hạt parafin có kích thước ∆= 0.02cm công thức có dạng
Vtb=
0.21∗𝐷∗(𝜌1 −𝜌)
𝜈𝜌
(1.14)
D: đường kính trong của ống.
Nếu vận tốc dòng dầu tách hết khí vượt quá vận tốc theo công thức trên thì
lớp bùn parafin sẽ bị dòng chảy cuốn đi.
Như vậy trong trạng thái tĩnh của dầu hoặc trong chuyển độn phân tầng
không có những lực mà dưới tác dụng của chúng những hạt parafin có thể dịch
chuyển từ dòng chất lỏng đến bề mặt thành ống và bám dính vào đó.
- Trong chuyển động rối.
Tại trung tâm dòng chảy, có những vận tốc hướng ngang mà với độ rối của
dòng tương đối mạnh có thể hất những hạt parafin vào thành ống. Phân bố vận tốc
của dòng chảy rối được biểu diễn trên hình sau:
13
Hình1.2: mặt phân bố vận tốc trong dòng chảy rối :
1-lớp phân tầng biên, 2-hạt parafin, 3- tâm dòng chảy, 4- thành ống.
Hạt parafin có thể bám chắt vào thành ống trong điều kiện nó nhận được một
năng lượng đủ lớn để xuyên qua lớp phân tầng biên có độ dày 𝛿.
Độ dày lớp bien 𝛿 có thể được xác định theo công thức:
34*
Re
D


 (1.15)
Khi số Reynold tăng 𝛿 giảm và sự xâm nhập hạt parafin đến thành ông dề
dàng hơn. Mức độ lắng đọng parafin tàng tỉ lệ với sự tăng vận, tốc của dòng chảy.
Thực tế cho thấy cường độ tạo parafin tăng cùng với việc tăng sản lượng của
giếng (trong cùng đường kính ống và độ nhớt của dầu,hằng số Reynol tỷ lệ với
sản lượng của giếng ), nhưng sự hình thành lớp parafin tăng có giới hạn. Khi vận
tốc dòng tăng, ứng suất tiếp tuyến của chất lỏng lên thành ông tăng làm trôi lớp
lắng đọng parafin.
Úng suất tiếp tuyến tăng tỉ lệ (gần đúng) với bình phương vận tốc chất lỏng
theo công thức (1.8).
Trong chuyển động của dầu đã tách khí thì độ rối của dòng chảy tương đối
nhỏ, do đó sự xâm nhập của các hạt parafin từ trung tâm dòng chảy qua lớp phân
tầng biến trở nên khó khăn, khi đó ứng suất tiếp tuyến do dòng chảy tạo ra trên
thành ống tăng rất nhanh. Kết quả là những hạt parafin xầm nhập đến thành ống bị
rửa trôi và bề mặt ống không bị đóng parafin.
Trong chuyển động của dầu đã tách khí thì độ rối của dòng chảy tương đối
nhỏ, do đó sự xâm nhập của các hạt parafin từ trung tâm dòng chảy qua lớp phân
14
tầng biên trở nên khó khăn, khi đó ứng suất tiếp tuyến do dòng chảy tạo ra trên
thành ống tăng rất nhanh. Kết quả là những hạt parafin xầm nhập đến thành ống bị
rửa trôi và bề mặt ống không bị đóng parafin. Trong chuyển động của hỗn hợp
dầu khí trong đường ống sẽ có một bức tranh khác.
Trong vận chuyển hỗn hợp dầu-khí do sự giảm độ nhớt của hỗn hợp dầu khí
và sự gia tăng vận tốc chuyển động, độ rối của dòng chảy tăng dáng kể, do đó quá
trình xâm nhập của hạt parafin đến thành ống sẽ mạnh hơn. Ứng suất tiếp tuyến
làm trôi, lớp đọng sẽ tăng chậm hơn trong trường hợp dòng chảy một pha, bởi vì tỉ
trọng hỗn hợp (  /g) trong công thức giảm nhiều khi hàm lượng khí trong dầu
tăng. Như vậy, trong điều kiện dòng hỗn hợp dầu khí lớp parafin lắng đọng trên
thành ông không bị rửa trôi và thành ông bị đóng parafin.
15
CHƯƠNG 2: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ MỎ HST và HSD.
2.1.Giới thiệu bồn trũng Cửu Long.
2.1.1. Thông tin chung.
Bồn trũng Cửu Long là bồn trũng trầm tích Đệ Tam mở rộng (bồng trũng dạng
rift). Bồn trũng được hình thành do sự phun trào của Indochina dọc theo mảng
Three Pagoda và đứt gãy Sông Hồng hình thành do sự va chạm giữa 2 mảng India
và Eurasia trong thời kỳ Paleocene. Bồn trũng Cửu Long bao gồm các lô: 01,
01/97, 02, 02/97, 15-1, 15-2, 09.1, 09.2, 09.3, 16.1, 16.2 và 17 và có diện tích
khoảng 25,000 km2 (hình 2.1). Đá móng trước Đệ Tam của bồn trũng chủ yếu là
đá Magma được hình thành trong đới hút chìm trong giai đoạn Jura-Creta (hình2.2
). Những đá Magma này có thành phần thay đổi trong khoảng từ đá trung tính
Diorite đến đá axit Granite.
Hình 2.1: Phân lô Bể Cửu Long & Lô 15-02/1
16
Quá trình Rift hình thành trong giai đoạn Eocene cùng với sự hình thành hệ
thống đứt gãy Đông Tây và Bắc Nam, kết quả là hình thành nên các địa hào hẹp và
bán địa hào cô lập. Và sau đó, chúng được lấp đầy bởi các trầm tích cuội kết sông
suối .
Trong suốt giai đoạn Oligocene, hiện tượng mở rộng xảy ra dọc theo hệ thống
đứt gãy Đông Bắc –Tây Nam, điều này liên hệ với việc mở rộng đáy biển về phía
Đông Việt Nam. Những hoạt động này làm thay đổi các hình thái trước đây liên
kết tất cả các địa hào nhỏ do rift tạo thành một bồn trũng cô lập. Tuy nhiên, một
vài khu vực địa lũy vẫn cao hơn mực nước và là nguồn cung cấp trầm tích trong
giai đoạn Oligocene sớm, trong đó chủ yếu là trầm tích cát kết lắng đọng trong
môi trường hỗn hợp phù sa – sông - hồ. Trong giai đoạn Oligocene muộn, chủ yếu
là các tập trầm tích bùn kết và cát kết xen kẽ nhau. Chúng được hình thành từ các
nguồn cung cấp vật liệu trầm tích rất khác nhau, từ trầm tích môi trường sông ở
phía Tây Nam đến môi trường đầm hồ ở phía Đông Bắc của bồn trũng.
Từ giai đoạn đầu của Oligocene muộn đến giai đoạn cuối của Oligocene sớm,
do sự mở rộng của biển Đông Việt Nam, hệ thống đứt gãy trong bồn trũng tái hoạt
động và kết hợp với hoạt động núi lửa rộng khắp bồn trũng. Sự tái hoạt động của
đứt gãy là nguyên nhân gây ra sự nghiêng và sói mòn trầm tích lắng đọng trước đo
(tập E, D). Kết thúc giai đoạn Oligocene, phần phía Bắc bồn trũng bị nén ép dẫn
đến hình thành mặt cắt nghịch đảo trong Oligocene.
Miocene sớm là giai đoạn sụp lún nhiệt và tiếp tục hình thành các đứt gãy
nhỏ do trầm tích bồi lắng và những tác nhân nén ép khác. Trầm tích Miocene dưới
bị xếp nếp và nằm phủ lên trên các cấu trúc ở bên dưới. Ở phía Đông Bắc bồn
trũng bị ảnh hưởng bởi hoạt động biển tiến, trong khi đó, khu vực Tây Nam vẫn
còn chịu ảnh hưởng của môi trường sông. Cuối Miocene sớm, trầm tích biển rất
nhiều và phủ hầu như toàn bộ bồn trũng, điều này đã dẫn đến sự phát triển của tập
sét dày Bạch Hổ Shale trong bồn trũng. Tập Bạch Hổ Shale này được xác nhận là
đỉnh của tầng chắn khu vực trong bồn trũng. Mặt cắt trầm tích Miocene dưới có
hình thái mịn dần lên trên là bằng chứng cho thấy sự gia tăng của mực nước biển
trong suốt thời kỳ này.
Tiếp theo trầm tích của tầng Bạch Hổ Shale, trong Miocene giữa, sự ảnh
hưởng hoạt động của môi trường trầm tích sông tại khu vực Tây Nam bồn trũng đã
17
bị hạn chế, nhưng môi trường duyên hải ven biển vẫn còn tồn tại khá rộng ở phía
Đông Bắc, điều này dẫn đến hình thành nên các tập cát kết dày xen kẽ với các lớp
bùn kết mỏng.
Từ giai đoạn Miocene muộn cho đến nay, bồn trũng Cửu Long vẫn luôn có
sự kết nối với bồn trũng Nam Côn Sơn và Sông Mekông trở thành nguồn cung cấp
vật liệu trầm tích chính cho cả 2 bồn trũng này. Phần lớn trầm tích hạt thô được
lắng đọng trong điều kiện ven bờ ở phần phía Tây bồn trũng, còn trầm tích hạt mịn
hơn trôi về phía vùng nước sâu hơn thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn.
Trong bồn trũng Cửu Long có 3 đới triển vọng, gồm: đới móng, đới
Oligocene (gồm các tập trầm tích F, E, D và C) và đới Miocene dưới (tập BI).
Đới Miocene dưới thì phổ biến ở nơi cách xa vùng nước sâu, nơi mà chủ yếu
là đới móng. Đá mẹ được xác định là đá phiến sét Oligocene môi trường đầm hồ
thuộc tập trầm tích E và D.
Ngoại trừ mỏ dầu Bạch Hổ ở giữa bồn trũng, ngày nay, phần phía Bắc và phía
Tây-Tây Nam của bồn trũng Cửu Long cũng được cho là những khu vực thăm dò
tiềm năng trong thời gian tới. Rất nhiều những phát hiện gần đây đã minh chứng
cho sự tồn tại của một hệ thống dầu khí tốt và hiệu quả trong khu vực.
Cấu tạo Sư Tử Trắng với lưu lượng 37 mmcf/d đã gợi ý về việc có những cấu
tạo thiên về chứa khí có thể tồn tại trong khu vực này của bồn trũng. Nhưng những
hiểu biết về vấn đề này còn rất ít. Những khu vực chủ yếu chứa khí có nguồn gốc
từ nguồn đá mẹ quá trưởng thành gồm các phát hiện trong cấu tạo Sư Tử Trắng,
Emerald và Phương Đông. Hiện tại, những phát hiện dầu trong cấu tạo Tê Giác
Trắng và Sư Tử Nâu đã minh chứng về những tích tụ hydrocarbone với trữ lượng
kinh tế vẫn còn tồn tại trong bồn trũng Cửu Long.
18
Hình 2.2: Bản đồ nóc móng Bể Cửu Long.
2.1.2. Cấu trúc.
Hệ thống đứt gãy trong bồn trũng Cửu Long có thể chia thành 3 nhóm xu
hướng chính dựa vào hướng gãy trượt: Đông Tây, Đông Bắc - Tây Nam và Bắc
Nam. Còn những đứt gãy nhỏ còn lại thì theo những hướng khác nhau. Những hệ
thống đứt gãy Đông Tây, Đông Bắc - Tây Nam và Bắc Nam là những đứt gãy
quan trọng nhất ảnh hưởng đến cấu trúc móng và mặt cắt Oligocene. Bên cạnh đó,
những đứt gãy nhỏ vẫn còn hoạt động trong giai đoạn Miocene dưới.
Đá Magma được bắt gặp trong khá nhiều giếng khoan trong bồn trũng Cửu
Long. Trong đó, Magma hoạt động tích cực nhất tại khu vực phía Bắc bồn trũng.
Những đá Magma này gồm cả đá xâm nhập và đá phun trào. Bề dày của những đá
Magma này thay đổi từ vài mét đến 250m, có những nơi còn lên đến 400m.
Thành phần của đá Magma này gồm các loại đá hỗn hợp giữa andersite-basalt, đá
andersite và đá basalt olivine. Cấu trúc đặc trưng của khu vực bồn trũng có thể
chia thành 4 yếu tố cấu trúc chính như sau:
19
-Địa hào phía Bắc.
-Địa hào phía Tây.
-Địa hào phía Đông.
-Dãy địa lũy Rồng - Bạch Hổ (đới nâng trung tâm)
Những yếu tố cấu trúc này ít nhận thấy ở phần đỉnh Oligocene. Từ Miocene
sớm cho đến Miocene giữa, bồn trũng chỉ là một vùng lõm. Từ Miocene muộn cho
đến hiện tại, bồn trũng được liên kết hoàn toàn với bồn trũng Nam Côn Sơn.
Tại địa hào phía Tây, cấu trúc đặc trưng chủ yếu là những đứt gãy theo hướng
Tây Đông và những cấu trúc đào sâu về phía Đông. Địa hào phía Đông được tiêu
biểu bởi một vùng lõm chính. Vùng lõm này được giới hạn về phía Bắc bởi hệ
thống đứt gãy Rạng Đông, về phía Tây bởi hệ thống đứt gãy Bạch Hổ Đông và bị
giới hạn về phía Đông bởi đới nâng Côn Sơn. Hệ thống đứt gãy theo hướng Tây
Đông và Bắc Nam chiếm ưu thế trong khu vực này.
Dãy địa lũy Rồng - Bạch Hổ ngăn cách địa hào phía Tây và địa hào phía Đông,
nó còn được gọi với cái tên là đới nâng trung tâm. Đới nâng trung tâm này nối với
đới nâng Côn Sơn về phía Nam, phát triển về phía Bắc-Đông Bắc, và bị giới hạn
tại phía Bắc của mỏ Bạch Hổ. Tại khu vực phía Nam, các đứt gãy theo hướng
Đông Tây và Bắc Nam (mỏ Rồng) và hệ thống đứt gãy theo hướng Đông Bắc-Tây
Nam, Tây Đông ở khu vực phía Bắc (mỏ Bạch Hổ) là những hệ thống đứt gãy
chính.
Địa hào phía Bắc thì phức tạp hơn. Nó chiếm toàn bộ khu vực lô 15.1 và phần
phía Tây của lô 01 và 02. Đặc điểm cấu trúc chính gồm những cấu trúc và đứt gãy
kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam. Cấu trúc theo hướng Tây Đông thì ít phổ
biến, nhất là những khu vực ở phía Đông và Đông Bắc.
2.1.3. Sự tiến triển của bể.
Bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng dạng rift, được hình thành do quá trình
hoạt động kiến tạo khu vực. Quá trình phát triển của bồn trũng được chia thành 3
thời kỳ chính:
Tiền rift: Giai đoạn tiền rift đã hình thành nên móng trước Đệ Tam. Nó gồm
chủ yếu đá granite và đá núi lửa. Điều này đã được nhận thấy tại phần đất liền
20
Nam Việt Nam và phần dưới của trầm tích Cenozoic trong bồn trũng Cửu Long.
Móng trước Đệ Tam trong bồn trũng Cửu Long có thành phần hầu hết là các đá
Magma được hình thành trong đới hút chìm trong suốt thời kỳ Jura-Creta. Những
đá Magma này là hỗn hợp nhiều thành phần từ trung tính (Diorite) đến axit
(Granite).
Đồng rift: Quá trình rift hình thành trong giai đoạn Eocene cùng với sự hình
thành hệ thống đứt gãy Đông Tây và Bắc Nam. Kết quả là hình thành nên các địa
hào hẹp và bán địa hào cô lập. Những kiểu địa hào này sau đó được lấp đầy bởi
trầm tích sông suối. Trong suốt thời kỳ Oligocene, hoạt động mở rộng tiếp tục diễn
ra dọc theo hệ thống đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam. Hoạt động này cũng liên hệ với
việc mở rộng biển Đông Việt Nam. Những hoạt động này làm thay đổi các hình
thái trước đây liên kết với tất cả các địa hào nhỏ do rift tạo thành một bồn trũng cô
lập. Tuy nhiên, một vài khối địa lũy vẫn cao hơn mực nước biển. Nguồn cung cấp
trầm tích diễn ra trong suốt Miocene sớm, kết quả là trầm tích cát kết chiếm chủ
yếu. Những tập cát kết này được lắng đọng trong môi trường hỗn hợp giữa sông
bồi tích - sông suối - đầm hồ. Nguồn trầm tích Oligocene muộn thì từ nhiều nguồn
khác nhau hình thành nên chủ yếu những tập bùn kết nằm xen kẽ với một số tập
cát kết. Môi trường trầm tích gồm có môi trường sông ở phía Tây
Nam bồn trũng và đầm hồ ở phía Đông Bắc. Từ cuối Oligocene sớm cho đến
đầu Oligocene muộn, do sự mở rộng của biển Đông Việt Nam, hệ thống đứt gãy
trong bồn trũng Cửu Long tái hoạt động là nguyên nhân gây ra hoạt động núi lửa
mạnh mẽ trong toàn bồn trũng. Sự tái hoạt động của đứt gãy khiến cho những trầm
tích lắng đọng trước đó (trầm tích tập F, E và D) bị nghiêng và bị sói mòn mang
tính khu vực. Cuối giai đoạn Oligocene, phía Bắc bồn trũng bị nén ép và hình
thành các mặt cắt Oligocene nghịch đảo.
Sau Rift: Giai đoạn Miocene sớm là thời kỳ sụp lún nhiệt. Vẫn còn hình thành
những đứt gãy nhỏ do trầm tích trầm lắng liên tục và các hoạt động nén ép khác.
Những trầm tích Miocene dưới bị xếp nếp và phủ lên trên những cấu trúc bên
dưới. Hoạt động biển tiến ảnh hưởng đến phần phía Đông Bắc bồn trũng, trong khi
ở khu vực phía Tây Nam bồn trũng vẫn còn chịu tác động của hoạt động sông bồi
tích. Hai sự kiện nổi bật trong giai đoạn là sự hình thành những tầng đánh dấu rõ
ràng (stratigraphic markers) và đỉnh tầng chắn khu vực là tập sét Rotalia được hình
21
thành do sự mở rộng của đá phiến sét môi trường biển và bên trong lớp đá núi lửa
tại mặt cắt trầm tích Miocene dưới. Mặt cắt trầm tích Miocene dưới có hình thái
mịn dần lên trên là bằng chứng cho thấy sự gia tăng của mực nước biển trong suốt
giai đoạn này. Trước khi tập sét Rotalia được hình thành, trong suốt giai đoạn
Miocene giữa, điều kiện môi trường sông đã được tái thiết lập ở phía Tây Nam của
bồn trũng, còn tại khu vực Đông Bắc thuộc bồn trũng thì môi trường lắng đọng
ven biển đóng vai trò quyết định. Trong những môi trường lắng đọng trầm tích
trên thì cát kết với bề dày đáng kể chiếm đa số và đôi chỗ có sự xen kẽ với các lớp
bùn kết mỏng.
Từ Miocene muộn cho đến nay, bồn trũng Cửu Long vẫn luôn có sự kết nối
với bồn trũng Nam Côn Sơn và Sông Mekông trở thành nguồn cung cấp vật liệu
trầm tích chính cho cả 2 bồn trũng này. Phần lớn trầm tích hạt thô được lắng đọng
trong điều kiện ven bờ ở phần phía Tây bồn trũng, còn trầm tích hạt mịn hơn trôi
về phía vùng nước sâu hơn thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn.
2.2.Sơ lược tổng quan mỏ HST và HSD.
2.2.1. Đặc điểm địa tầng.
Đặc điểm địa tầng của bồn trũng Cửu Long được phân chia thành 2 nhóm
thạch học chính, gồm: móng granite trước Đệ Tam và trầm tích mảnh vụn Đệ
Tam. Đặc điểm địa tầng ở 2 mỏ HST và HSĐ được tóm tắt như sau:
-Miocene giữa - Đệ Tứ
Hệ tầng Biển Đông, Đông Nai và Côn Sơn (tập trầm tích A, BIII và BII)
Trầm tích tập A là hỗn hợp của cát kết và sét kết, thường xen kẽ với những
lớp đá vôi và những lớp than mỏng gần mặt đáy. Mặt cắt này có nhiều hóa thạch,
đó có thể là kết quả của phát triển phiến sét cục bộ.
Trầm tích tập BIII bao gồm cát kết xen kẽ với sét kết, những mạch dolomite nhỏ
và những lớp than mỏng. Bề dày của BIII khoảng 550m.
Trầm tích BII gồm trầm tích cát kết hạt từ mịn đến thô (đôi chỗ có sự hiện
diện của dolomite) có xen kẹp với các lớp sét kết, những mạch dolomite nhỏ và
những lớp than mỏng. Bề dày của tập BII trong khoảng 750m.
Từ trầm tích tập A đến BII được cho là địa tầng được hình thành trong giai
đoạn sau rift, và chúng được lắng đọng trong môi trường biển nông hướng về phía
22
đỉnh của thành hệ Bạch Hổ trên. Dầu đã được phát hiện trong tập BII trong mỏ
Đông Đô của Lam Sơn JOC.
-Miocene dưới - Hệ tầng Bạch Hổ (Tập BI)
Nằm dưới tập trầm tích BII là hệ tầng Bạch Hổ (trầm tích tập BI). Tập BI gồm
có những tập sét kết, bột kết xen kẽ với những tập cát kết. Tập BI được chia thành
mặt cắt trên và dưới.Bề dày của hệ tầng Bạch Hổ này trong khoảng 650m.
Mặt cắt trên là Bạch Hổ Shale (sét Rotalia), nó nằm ở phần đỉnh của hệ tầng
và hầu hết có thành phần là sét kết. Trong khi đó, phần mặt cắt dưới lại là sự xen
kẹp của những lớp cát kết, bột kết và cát kết. Nhìn chung, thành phần của Bạch Hổ
Shale gồm sét kết màu xám xanh từ sáng đến tối, độ cứng trung bình, cấu trúc dẹt
và phân lớp, thỉnh thoảng một số chỗ bị bao phủ bởi bùn và đá vôi, hình thành
một tầng chắn rất tốt. Các lớp cát kết xen kẽ xuất hiện khá nhiều ở khu vực gần
đáy của Bạch Hổ Shale.
Mặt cắt dưới của tập trầm tích BI được đặc trưng bởi những đoạn cát kết lớn
và xen kẹp với những lớp bột kết và bùn kết mỏng màu lục. Những tập cát này có
kích thước hạt từ mịn đến trung bình và đôi khi là rất thô và ở một vài khu vực cục
bộ là những hạt nhỏ, càng xuống sâu thì hầu như là những hạt từ trung bình đến
thô.
-Oligocene trên - Hệ tầng Trà Tân trên (tập C)
Tại đỉnh của tập C được đánh dấu bởi sự hiện diện của những lớp sét kết giàu
vật liệu hữu cơ màu nâu đen. Những lớp sét này là một trong những đá sinh dầu
chính của bồn trũng Cửu Long. Bên cạnh đó, đá phiến sét môi trường đầm hồ của
tập D cũng là một trong số đó. Bề dày của tập trầm tích này vài trăm m đã được
kiểm chứng bằng kết quả khoan.
Tập trầm tích này gồm có các lớp cát kết, sét kết, một lượng nhỏ bột kết và
những lớp đá vôi mỏng, đôi chỗ cũng bắt gặp than và sét than nhưng rất hiếm. Tập
C được lắng đọng trong môi trường từ song - châu thổ cho đến môi trường đầm
hồ.
-Oligocen trên - Hệ tầng Trà Tân giữa (tập D)
Trầm tích tập D gồm chủ yếu những lớp sét kết giàu vật chất hữu cơ màu nâu
đen, nằm xen kẹp với những lớp bột kết, đá vôi mỏng và đôi chỗ là than nhưng
khá hiếm. Tập D không chỉ là tầng đá mẹ chính mà còn được xem như là tầng
chắn chính cho những vỉa chứa là đá móng nứt nẻ trong bồn trũng Cửu Long.
Những trầm tích này được trầm lắng trong môi trường đầm hồ. Bề dày của hệ tầng
này xấp xỉ 600m và cũng đã được chứng thực qua giếng khoan.
23
-Oligocene dưới - Hệ tầng Trà Tân dưới (tập E)
Tập E này nằm dưới tập trầm tích D và nó được phân biệt nhờ vào sự hiện diện
của lớp bột kết dày tại đỉnh của hệ tầng. Trong khi đó, tại phần đáy của hệ tầng
chủ yếu là hạt thô đến cuội kết.
-Móng trước Đệ Tam
Móng trước Đệ Tam gồm chủ yếu là đá granite chứa những mạch thạch
anh nhỏ và thỉnh thoảng bị xuyên cắt bởi thể tường. Phần trên cùng của móng đã
bị phong hóa trên diện rộng với những lớp phong hoá thay đổi trong phạm vi chục
m. Phần dưới là granite tươi, gồm đa số là thạch anh, feldspar kali, Plagioclase,
một ít mica và những khoáng vật thứ sinh (khoáng vật sét, chlorite, zeolite và
calcite), thành phần này thuộc loại rất cứng và có những hạt biotite màu xanh olui
đen bóng láng. Đá granite này bị nứt nẻ cao, hiện tại những nứt nẻ này được suy
luận là nhờ vào những dập vỡ bất thường trong quá trình khoan và do hiện tượng
mất dung dịch xảy ra sau đó trong thành hệ giếng khoan.
2.2.2. Cấu trúc mỏ HST và HSD.
2.2.2.1. Mỏ HST.
Đối tượng của mỏ Hai Su Trang là trầm tích Miocence dưới và Oliocene trên.
Mỏ HST Hình thành theo hướng Đông Tây với cấu trúc đứt gãy nghiêng. Có
hiện tượng đảo ngược hướng dốc xảy ra trong khu vực cánh sụt, đây cũng là nơi
có cấu trúc khép kín 4 chiều tại đỉnh của cấu tạo. và những khu vực lân cận thì có
cấu trúc khép kín 2 chiều tựa vào đứt gãy.
Cấu trúc của HST cho thấy có tiềm năng trong những vỉa chứa xếp chồng lên
nhau trong Miocene dưới và Oligocene trên.
Tầng
Diện tích khu
vực khép kín 4
chiều
(km2)
Đỉnh cấu tạo
(mTVDSS)
Đường contour thấp nhất
của cấu tạo 4 chiếu
(mTVDss)
Bề dày
thẳng
đứng
(m)
ILHB 5.1 1.16 2468 2483 15
ILBH 5.2 1.9 2559 2582 23
Olig. C 1.43 2818 2842 24
Bảng 2.1: thông số cấu trúc của mỏ HST.
24
Bẫy cấu trúc dựa vào đứt gãy tại cánh nâng của cấu tạo HST cho thấy đây là
khu vực tập trung những vỉa chứa dầu. Bẫy chứa dầu tại cánh nâng đứt gãy của đứt
gãy sụt. Bẫy này được hình thành nơi mà cường độ các đứt gãy đủ lớn để đảo
ngược và tạo ra các đứt gãy xoay với khu vực trũng.
Cơ chế hình thành bẫy trong mỏ HSD khá đơn giản. Tất cả các vỉa chứa đều
liên quan tới đứt gãy HST. Và trong tất cả các trường hợp, các vỉa chứa trong cấu
trúc khép kín 4 chiều đều phát hiện có dầu. Nhiều ranh giới dầu nước (oil water
contact) trong giếng sidetrack -2 đều phù hợp với điểm tràn cấu tạo. Những vỉa
chứa cát kết xếp nếp trên cấu trúc khép kín 4 chiều được hình thành bên cánh sụt
của đứt gãy HST, hoặc đó có thể có những lớp phủ liên quan đến điều kiện lắng
đọng tại môi trường cửa sông và cơ chế tạo bẫy trong những vỉa cát này được
trông đợi là có cấu trúc khép kín 4 chiều. Các chỉ số về áp suất cho thấy không có
sự liên thông giũa các đứt gãy HST.
2.2.2.2. Mỏ HSD.
Nhìn chung, cấu trúc của HSD là nếp lồi phủ lên trên khối móng cao bán địa
lũy đã tồn tại trước đó. Tại tất cả các tầng, cấu trúc có xu hướng kéo dài nhẹ dọc
theo hướng Đông Bắc - Tây Nam. Tại tầng Miocene dưới và Oligocene, cấu tạo
triển vọng bị cắt ngang qua bởi các đứt gãy Đông Tây, Tây Bắc-Đông Nam và
Đông Bắc-Đông Nam, Đây là nguyên nhân hình thành những vách ngăn. Cấu trúc
móng của HSD có thể được phân chia thành 7 khối cấu trúc đã được đánh dấu theo
tự tự ABC từ phía Tây Nam sang phía Đông Bắc hoặc từ khối A sang khối G .Việc
phân chia những khối này đã được xác định, đây là những nơi mà cấu trúc khép
kín trên đỉnh của bề mặt móng và được kết hợp với việc minh giải đứt gãy khép
kín trong chính những tầng móng này.
Do đá móng granite nứt nẻ là đối tượng chứa chính trong cấu tạo HSD, do đó,
việc minh giải đứt gãy trong móng đã được thực hiện cẩn trọng và chi tiết tối đa.
Cơ chế dịch chuyển đứt gãy, góc phương vị đường phương, góc phương vị hướng
dốc và góc dốc của từng đứt gãy đã được đo lường. Những hệ thống đứt gãy đã
được chia thành 4 nhóm chính theo hướng Đông Tây, Tây Bắc-Đông Nam, Đông
Bắc-Tây Nam và Tây Tây Bắc-Đông Đông Nam. Trong đó, nhóm đứt gãy hướng
Đông Bắc-Tây Nam là hệ thống đứt gãy chính ảnh hưởng đến cấu trúc hình dáng
và nhóm đứt gãy này cũng cung cấp những ranh giới đứt gãy chính. Vì thế, nhóm
25
đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam này cũng đã chia cấu trúc thành những khu
vực khác nhau. Hầu hết những đứt gãy này xuyên cắt qua hoặc chúng bị những hệ
thống đứt gãy khác cắt qua và những hoạt động này vẫn còn tiếp diễn trong
Miocene sớm.
Đặc trưng cấu trúc của mỗi tầng được mô tả chi tiết như sau:
-Tầng BI 5.2
Tầng BI 5.2 (Miocene sớm 5.2) tựa vào 2 đứt gãy lớn như là khối B ở vùng
trung tâm và khối D ở khu vực Đông Bắc cấu tạo HSD. Khu vực khép kín lớn nhất
và bề dày thẳng đứng (vertical relief) lớn nhất theo thứ tự là 6.0 km2 và 35. m đối
với khối B và 2.5 km2
và 35 m đối với khối D. Đứt gãy hướng Đông Tây chia khối
B thành 3 cấu tạo nhỏ tựa vào đứt gãy, trong khi khối B bị đứt gãy hướng Đông
Bắc-Tây Nam chia thành 2 cấu tạo nhỏ tựa vào đứt gãy.
-Đỉnh tầng C
Tại đỉnh tập C có diện tích cấu trúc khép kín tựa vào đứt gãy là 4.0 km2
với bề
dày thẳng đứng là 60 m ở phía Đông Bắc (khối D), trong khi tại khu vực trung tâm
(khối B) thì diện tích khép kín cấu trúc tựa vào đứt gãy khác là 3.7 km2
với bề dày
thẳng đứng là 35 m. Ở tầng này, hệ thống đứt gãy hướng Đông Tây và Đông Bắc -
Tây Nam ngăn chia cấu trúc thành những cấu trúc nhỏ.
-Đỉnh tầng E
Tại đỉnh tập E này tựa vào đứt gãy lớn và có cấu trúc vát nhọn khép kín với
diện tích 39.6 km2
và 1100 m bề dày thẳng đứng kéo dài từ phần cấu trúc ở trung
tâm đến phía Tây Nam (phủ lên cả phần móng khối A và B). Cấu trúc này bị ngăn
chia mạnh mẽ bởi đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam. Tại khối B của cấu trúc tựa vào
đứt gãy khác và có diện tích 6.8 km2
với bề dày thẳng đứng lên tới 300 m.
-Móng granite trước Đệ Tam .
Cấu trúc móng của HSD kéo theo phương Đông Bắc-Tây Nam, dài khoảng 17
km và rộng 4.5 km. Độ sâu của đỉnh móng thay đổi trong khoảng 2925 đến 3300
mSS với đỉnh của cấu trúc tương tự như trong giếng khoan HSD-1X. Bề dày thẳng
đứng của cấu trúc xấp xỉ 1125 m và có diện tích khoảng 63.5 km2
. Bản đồ cấu trúc
tầng móng của HSD bị chi phối bởi khối đứt gãy nghiêng hướng Đông Bắc-Tây
Nam hình thành trong giai đoạn sớm của tạo rift và được giới hạn bởi những đứt
gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam dọc theo rìa phía Đông Bắc và Tây Nam.
26
Đường phương và góc dốc trong cấu trúc HSD được thể hiện trên các tầng
minh giải địa chấn có liên kết với tài liệu giếng khoan và thể hiện được liên hệ với
những cấu trúc triển vọng trong móng nằm phủ lên các tầng cát kết
Miocene/Oligocene.
Cấu trúc của HSD có thể được chia thành 7 khối cấu trúc nhỏ. Hầu như toàn
bộ khối phía Tây được kí hiệu là A và được đánh dấu theo thứ tự ABC từ Tây sang
Đông hoặc từ khối A sang khối F. Trong 7 khối cấu trúc móng này, khối G nằm tại
vị trí thấp của cấu tạo. Vị trí này nằm ở phía Đông của vùng móng nhô cao trong
HSD nhưng khối G vẫn được xem như là một phần của cấu trúc. Đường phương
trong HSD thể hiện cách ngăn chia cấu trúc này . Việc phân chia những khối này
đã được xác định, đây là những nơi mà cấu trúc khép kín trên đỉnh của bề mặt
móng và được kết hợp với việc minh giải đứt gãy khép kín trong chính những tầng
móng này.
Móng granite nứt nẻ là đối tượng chính trong mỏ HSD, do đó, việc minh giải
đứt gãy phải được thực hiện cẩn thận và phải minh giải thật chi tiết nhất có thể.
Việc minh giải này gồm có 2 giai đoạn. Đầu tiên phải xác định mối tương quan
giữa những đứt gãy và các nguyên nhân gây ra sự dịch chuyển trong cấu trúc
móng (đỉnh móng). Sau cùng là tìm mối liên kết các đứt gãy trong tầng móng. Cơ
chế dịch chuyển của từng đứt gãy được đo lường và xác định.
Tổng quan về từng đứt gãy trong cấu trúc HSD và sự phát triển của chúng
thành từng nhóm đứt gãy khác .Hầu hết những đứt gãy này cắt qua các nhóm đứt
gãy và hoạt động này vẫn còn tiếp tục đến tận Miocene sớm, đây cũng là giai đoạn
đỉnh của tạo dầu, giai đoạn mở rộng và di cư trong bồn trũng Cửu Long.
27
Hình 2.3: Nóc móng 6 khối của mỏ HSD.
Các nhóm đứt gãy chính được mô tả như sau:
 Nhóm đứt gãy hướng Đông Tây:
- Nhìn chung vĩ độ đường phương dốc về phía Bắc khoảng 50-70o
- Có thể chia thành 2 nhóm nhỏ: (1) cơ chế dịch chuyển về bên phải trong
khu vực có chuyển động ngịch đảo, (2) có cơ chể dịch chuyển bình
thường (chủ yếu trong khối D và E). Cả 2 nhóm này đều có thể nhận
biệt dễ dàng trên bản đồ.
- Nhóm (1) hình thành trong pha kiến tạo D3.2 và tái hoạt động trong pha
D3.4 (D3.4.1), trong khi nhóm (2) hình thành sau pha D 3.4.1 và có thể
tái hoạt động trong pha D3.6 (HST).
- Những đới sản phẩm quan trọng (đã được xác minh bởi giếng HSD-1X)
+ Liên kết giếng (D3.2)
+ Những nứt nẻ hở rộng (D3.4)
 Nhóm đứt gãy hướng Tây Bắc- Đông Nam
- Đường phương khoảng 290o
, góc dốc rất lớn lên đến 60o
.
28
- Cơ chế dịch chuyển bình thường là cơ chế chính.
- Hình thành trong pha kiến tạo D3.2 là giai đoạn mở rộng đứt gãy (cùng
với giai đoạn nứt nẻ mạnh trong khu vực) và có thể tái hoạt động trong
quá khứ trong pha D3.4.
- Xuyên qua những khoảng chứa sản phẩm tốt.
 Nhóm đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam
- Đường phương thay đổi trong khoảng 30-70o
, góc dốc 35-55o
.
- Gồm 2 nhóm nhỏ: (1) có cơ chế dịch chuyển nghịch đảo và (2) có cơ chế
dịch chuyển bình thường (tập trung chủ yếu tại khu vực phía Tây của
cấu trúc).
- Pha hoạt động phức tạp. Ban đầu hình thành trong pha kiến tạo D3.1 hoặc
trong giai đoạn trước đó và tái hoạt động trong nhiều pha với nhiều cơ
chế dịch chuyển khác nhau. Nên rất khó để khôi phục lại cấu trúc.
- Nếu những đứt gãy này liên hệ với pha tách giãn thì có thể bị lấp đầy bởi
đá Magma, và nếu liên hệ với pha nén ép thì chúng là bằng chứng chính
xác cho những khu vực “pop-up”.
 Nhóm đứt gãy hướng Tây Tây Bắc- Đông Đông Nam
- Đường phương khoảng 330o
, góc dốc rất lớn.
- Cơ chế dịch chuyển nghịch đảo là chủ yếu.
- Có thể ghép chung với nhóm Đông Tây thành nhóm khu vực dịch chuyển
nghịch đảo.
- Được hình thành trước pha kiến tạo D3.1 và được tái hoạt động trong
những pha sau đó, có thể là kết quả trong suốt pha đóng D3.4.1.
Dựa trên những đặc tính đã xác định của các đứt gãy được minh giải trên (có thể
quan sát từ dữ liệu địa chấn 3D), chế độ nén ép có thể được phục hồi và những hệ
thống đứt gãy có thể được dự đoán.
29
2.3.Tính chất chất lưu tại mỏ HST và HSD.
2.3.1. Một số tính chất của chất lưu tại HSD và HST.
2.3.1.1. Mỏ HSD.
Thông số Giá trị Đề nghị
Hàm lượng Parafin (%wt) 0.45 Không có vấn đề về Parafin.
Hàm lượng chất lắng đọng
(%wt)
23.6
Bơm chất PPD theo yêu cầu
để giảm điểm Đông đặc, độ
nhớt và giới hạn chảy.
Điểm đông đặc (o
C) 29-35
Nhiệt độ xuất hiện lắng đọng
WAT (o
C)
52
Tốc độ lắng đọng tại 20 o
C
(kg/m2/ngày)
62.74
Độ nhớt tại 50 o
C (cSt)
Độ nhớt tại70 o
C (cSt)
5.51
3.72
Bảng 2.2: tính chất chất lưu của mỏ HSD liên quan đến parafin.
2.3.1.2. Mỏ HST.
Thông số Giá trị Đề nghị
Hàm lượng Parafin (%wt) 0.13 Không có vấn đề về Parafin.
Hàm lượng chất lắng đọng
(%wt)
15.6 Bơm chất PPD theo yêu cầu
để giảm điểm nóng chảy, độ
nhớt và giới hạn chảy.
Điểm nóng chảy (o
C) 24-27
Nhiệt độ tạo lắng đọng (o
C) 31
Tốc độ lắng đọng @20 o
C
(kg/m2/day)
14.85
Độ nhớt tại 50 o
C (cSt)
Độ nhớt tại 70 o
C (cSt)
4.51
3.15
Bảng 2.3: tính chất của chất lưu của mỏ HST liên quan đến parafin.
Qua đây có thể thấy dầu thô tại mỏ HSD so với mỏ HST thì dầu thô tại mỏ
HSD có hàm lượng parafin khá cao, nhiệt độ xuất hiện kết tinh lắng đọng parafin
cũng rất cao, độ nhớt của dầu thô ở 70 o
C và 50 o
C cũng rất cao.
30
2.3.2. Thành phần dầu mỏ của mỏ HSD và HST.
2.3.2.1. Mỏ HSD.
Bảng 2.4: thành phần chủ yếu của mỏ HSD.
Thành phần Mol (%)
Tỷ trọng (g/c3
) Phân tử khối
Methane 51.950 0.2997 16
Ethane 9.893 0.3562 30
Propane 6.737 0.5070 44
Iso-Butane 1.246 0.5629 58
N-Butane 2.922 0.5840 58
Nonanes 1.767 0.7640 121
Octanes 2.306 0.7450 107
2.3.2.2. Mỏ HST.
Bảng 2.5: thành phần chủ yếu của mỏ HST.
Thành phần Mol (%)
Tỷ trọng (g/c3
) Phân tử khối
Methane 37.115 0.2997 16
Ethane 10.787 0.3562 30
Propane 10.074 0.5070 44
Iso-Butane 2.065 0.5629 58
N-Butane 4.163 0.5840 58
31
2.4.Mô hình tổng thể hệ thống thu gom từ mỏ HSD sang HST.
Hình 2.4: Sơ đồ thu gom và phân phối từ tàu FPSO qua các mỏ.
Nhìn vào sơ đồ ta có thể thấy, dầu thô từ HSD - HST với chiều dài đương ống
lên đến 9,9km, sau đó từ HST đi qua TGT H1 với chiều dài 3,342km. sau đó dầu
thô sẽ được chuyển từ TGT H1 đến tàu FPSO thông qua các cụm đầu ống. Tại tàu
FPSO đóng vai trò như là một tàu thu gom. Sau đó tách sơ bộ (tách khí) để chuyển
dầu sang tàu chứa và xuất khí sang mỏ Bạch Hổ.
32
CHƯƠNG 3. CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU
PARAFIN.
Hiện đã có rất nhiều dải pháp, mà việc lựa chọn phụ thuộc vào điều kiện cụ thể
của từng mỏ, từng khu vực, các giải pháp truyền thống đó là:
3.1.Phương pháp trộn lẫn dầu nhiều parafin với các dung môi hoặc với dầu
có độ nhớt thấp.
Khi ta trộn lẫn hai loại dầu thô có thành phần parafin khác nhau, có tính chất
dòng chảy khác nhau, sẽ được hỗn hợp có tình chất dòng chảy trung gian.
Ứng dụng nguyên lý này, nhiều công ty dầu khí đã tiến hành các thực nghiệm
và áp dụng để vận chuyển dầu thô có hàm lượng parafin cao, nhiệt độ đông đặc và
độ nhớt lớn.
Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều paraíỉn có thể sử dụng các chất hòa tan:
condensat, xăng, dầu diezel hoặc đầu thô có độ nhớt thấp.
Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những
tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiều parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn
lẫn dầu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp khi bơm
chuyển như vậy sẽ làm giảm nhiệt độ đông đặc của hỗn hợp, giảm áp suất khởi
động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an
toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định.
Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trường hợp làm tăng khả năng lắng
đọng parafin và asphanten trên thành ống và như vậy lại phải cần những biện pháp
công nghệ hữu hiệu và những chi phí bổ sung để chống lắng đọng parafin và
asphanten.
Trước hết để đánh giá hiệu quả của phương pháp, cần phải xác định đúng độ
nhớt của hồn hợp dầu với chất pha loãng và xác định được khả năng tăng công suất
đường ống dẫn dầu hoặc giảm sự mất mát do ma sát khi bơm chuyển khối lượng
hỗn hợp đã cho
Để xác định độ nhớt của hỗn hợp dầu với chất pha loãng sử dụng công thức
M.M.Cusakov:
ac
hh d e  (3.1)
33
Trong đó: hh , d - là độ nhớt tuyệt đối của hỗn hợp và của của dầu.
a: hằng số, c: nồng độ chất pha loãng.
Từ biểu thức (3.1) có thể thấy khí c=0 thì hh = d .
Tuy nhiên, khi trộn dầu với những chất pha loãng không nhất thiết phải tính
toán độ nhớt hỗn hợp cho cả dải nồng độ từ 0 đến 1, Theo qui tắc, nồng độ chất
pha loãng c < 0.5 là đủ dể xử lý dầu có độ nhớt cao có thể vận chuyển theo đường
ống.
Ngoài ra một trong những giá trị độ nhớt còn có thể xác định được theo công thức
của Valter:
lglg( ) (1 ).lglg( ) .lglg( )hh d pn k n k n        (3.2)
Trong đó : hh , d , p lầ lượt là độ nhớt của hỗn hơp, của dầu và của
chất pha loãng.
k - nồng độ trọng lượng của chất pha loãng tính theo phần đơn vị;
n 0.6 - hằng số.
Công thức (3.1) cho phép đánh giá trực tiếp hiệu quả pha loãng dầu có độ
nhớt cao, và đó chính là hiệu quả của phương pháp.
Tổn hao áp lực Hd khi vận chuyển dầu nhớt có thể viết dưới dạng
2
5
. .
.
m m
d d
d m
Q L
H
g D




 (3.3)
Trong đó: dQ - lưu lượng dầu có độ nhớt cao.
Đối với hỗn hợp:
2
5
. . .
.
m m acm
d hh
hh m
Q e L
H
g D




 (3.4)
Khi vận chuyển dầu và hỗn hợp của nó với chất pha loãng diễn ra trong điều
kiện không thay đổi chế độ dòng chảy, mối quan hê giữa các lưu lượng sẽ được
xác định theo công thức.
2
acm
m
hh d dQ e Q Q  
 (3.5)
34
Khi dòng chảy ở chế độ chảy tầng  = ac
e
, khi dòng chảy ở chế độ chảy
rối (m=0.25) 0,143ac
e 
 .
Từ các biểu thức (3.3) và (3.4) theo lưu lượng và so sánh các kết quả chúng
ta thu được mối quan hệ giữa các tổn hao áp lực:
. . .acm
hh d dH e H H  (3.6)
Trong thực tế ở chế độ chảy tầng ac
e  và ở chế độ chảy rối
0,25ac
e  .
Trên hình 3.1 là đồ thị phụ thuộc c  và c  ở chế độ dòng chảy rối.
Hình 3.1: quan hệ phụ thuộc của hệ số  và  vào nồng độ của chất phụ gia .
(1-a=3.4,2-a=4.2,3-a=5,4-a=5.8)
Có khả năng xảy ra trường hợp, khi chưa pha loãng dầu chuyển động theo
đường ống ở chế độ phân tầng, ngược lại sau pha loãng chế độ dòng chảy chuyển
sang chế độ chảy rối. Đối với trường hợp này biểu thức (3.7) có dạng:
0.43 0.57
18,6. ) .hh d dQ Q (3.7)
Từ công thức (3.4) thấy rằng, khí tăng nồng độ pha loãng có nghĩa là tăng thể
tích bơm của hỗn hợp sẽ dẫn đến sự gia tăng tổn hao áp lực.
Nhưng ngược lại giảm độ nhớt, sẽ dẫn đến giảm tổn hao áp lực. Có thể tìm
được nồng độ pha loãng tối ưu tương ứng với giá trị cực tiểu Hdd nếu lấy đạo hàm
biểu thức (3.4) theo c và cho nó bằng 0 Khi thay thế vào biểu thức (3.4) giá trị
/ (1 )hh dQ Q c 
. (3.8 )
35
Thực hiện theo cách trên ta có
1 (2 ) /tuC m am   (3.9)
Những công thức trên cho phép xác định khả năng nâng công suất đường ống
dẫn dầu khi trộn dầu với chất pha loãng, ngoài ra còn cho phép chọn giá trị nồng
độ tối ưu của chất pha loãng bảo đảm tổn hao áp lực là tối thiểu.
3.2.Phương pháp bơm chuyển dầu nóng.
Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là
phương pháp phổ biến nhất dể vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống dùng
để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vận chuyển nóng.
Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo
đường ống.
Tiêu hao năng lượng dể vận chuyển chất lỏng theo đường ống tăng theo sự gia
tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vận chuyển chất lỏng phi Newton cần tiêu hao một
nàng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và để thắng một
phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn o .
Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi
động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất
trượt tĩnh của chất lỏng:
( / 2 ) tpR L   (3.10)
Ngoài ra, sau khi đã khôi phục được chuyển động của chất lỏng trong đường
ống và xác lập được điều kiện bơm ổn định, áp suất bơm phải đủ lớn để thắng
được lực của độ nhớt. Áp suất sẽ lớn đáng kể so với trường hợp bơm chuyển chất
lỏng Newton khi hiện hữu ứng suất dịch chuyển giới hạn o . Từ biểu thức của độ
nhớt hiệu dụng ta có:
/ ( . ) / .y o        
(3.11)
Độ nhớt hiệu dụng phụ thuộc rất nhiều vào vận tốc dịch chuyển

Trên Hình .3.2 biểu diễn quan hệ phụ thuộc của độ nhớt hiệu dụng của dầu mỏ
vào nhiệt độ ở những vận tốc dịch chuyển khác nhau.
Đường cong dựng đứng hơn ( y
-t) tương ứng với vận tốc dịch chuyển nhỏ.
36
Hình 3.2. tương quan giữa độ nhớt hiệu dụng của dầu và nhiệt độ, vận tốc dịch
chuyển.
Ta có những nhận xét sau về phân tích đồ thị ( y t  )
- Độ nhớt hiệu dụng tăng nhanh khi vận tốc dịch chuyển giảm ở những nhiệt
độ của dầu mà tại đó cấu trúc được hình thành; Điều này có ảnh hưởng xấu đến
quá trình khởi động đường ống dẫn dầu bởi vì độ nhớt tăng cao gây khó khăn
trong việc chuyển sang chế độ ổn định.
- Khi được gia nhiệt, tính chất phi Newton của dầu mất đi, và tương quan của
độ nhớt hiệu dụng và vận tốc dịch chuyển cũng giảm; ở nhiệt độ tương ứng với
điểm gặp của hai đường cong 1-3 chất lỏng mang tính Newton; độ nhớt của chất
lỏng được gia nhiệt không phụ thuộc vào vận tốc dịch chuyển.
Từ những điều nêu trên có thể rút Ta được bản chất của phương pháp
vận chuyển dầu nóng.
Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những
điều kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có
thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động
không kinh tế. Trong những trường hợp đó, vấn đề áp dụng máy bơm: piston, rotor
hoặc xoắn sẽ được xem xét. Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu
suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng.
Khác với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng
diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi
37
nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi
nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đại lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do
đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu ở cuối đường ông. Nhiệt độ cho trước của
dầu ở cuối đường ống có thể bảo đảm nhờ vào:
1) sử dụng biện pháp cách nhiệt;
2) đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các đường ống khác
(đường ống dẫn hơi nước, đường ông nước nóng, v.v„.);
3) đặt đường ống trong đường hầm sưởi;
4) gia nhiệt cho thành ống bằng điện nhờ những dây nung mềm hoặc
vào hiệu ứng skin.
Việc chọn nhiệt độ gia nhiệt cho chất lỏng ở những điều kiện bơm cụ thể
được xác định trên cơ sở hiệu quả kinh tế-kỹ thuật và có tính đến việc giảm thiểu
tiêu hao năng lượng cho việc gia nhiệt và bơm dầu.
Một số phương pháp gia nhiệt sau:
3.2.1. Gia nhiệt bằng trạm.
Nếu chỉ đơn thuần chỉ sử dụng việc gia nhiệt bằng trạm, quá trình trao đổi
nhiệt với môi trường là rất lớn, chẳng bao lâu sau khi vận chuyển dầu sẽ đạt đến
nhiệt độ đông đặc. Việc bố trí các trạm gia nhiệt là một vấn đề, đối với dầu khí
Việt Nam nói chung, hai mỏ HST và HSD thì việc thiết kế các trạm gia nhiệt là
khó khăn, bởi vì đường ống dẫn dầu đi sâu dưới đáy biển. Cho nên công việc này
là khó có thể thực hiện.
3.2.2. Gia nhiệt bằng đường ống.
Có thể dùng hơi nóng, nướng nóng hoặc dùng điện để gia nhiệt cho đường ống.
Ta có thể chọn các phương thức sau.
Hình 3.3: các hình thức gia nhiệt cho đường ống
lớp cách nhiệt dầu hơi nóng
38
 Nhận xét.
Giải pháp này đòi hỏi vốn đầu tư xây dựng ban đầu là rất lớn (lớp cách
nhiệt), đồng thời chi phí vận hành (bao gồm bơm và năng lượng nhiệt) cũng không
nhỏ.
Mặt khác do tiếp xúc với môi trường có nhiệt độ thấp cho cả tuyến đường
ống sẽ làm tổn thất nhiệt rất lớn. giải pháp này chỉ thích hợp cho các đường ống
chôn ở trong đất hoặc những đường ống trên bờ, khó có thể áp dụng được với điều
kiện dầu khí của Việt Nam. Bởi vì hầu hết các tuyến ống của Việt Nam đểu chạy
ngầm dưới đáy biển có nhiệt độ rất thấp.
3.2.3. Dùng trạm gia nhiệt kết hợp với bọc lớp cách nhiệt.
Dầu sau khi gia nhiệt sẽ được vận chuyển trong đường ống có bọc lớp cách
nhiệt. Polyarethane với tính chất cách nhiệt tố đã được sử dụng khá phổ biến trong
đường ống dẫn dầu.
Khi tăng chiều dày lớp cách nhiệt sẽ giảm được tổn hao do áp suất ma sát,
bởi vì sẽ tránh được sự ngưng tụ của các thành phần có nhiệt độ kết tinh cao, đồng
thời sẽ làm giảm quá trình tổn thất nhiệt ra môi trường xung quanh , nhất là ở điều
kiện dầu khí Việt Nam, thì đây là một phương án khá khả quan với điều kiện môi
trường nước biển lạnh và sâu. Đồng thời sẽ làm giảm được giá thành.
Tuy nhiên, giá đầu tư ban đầu sẽ tăng lên rất nhiều.
Để ước tính chiều dày tối thiểu, người ta chú ý hai thông số:
 Chiều dày lớp cách nhiệt  giá đầu tư,
 Năng lượng tiêu hao  giá vận hành.
Dựa vào đó mà các công ty dầu khí có thể đưa ra tính toán hợp lý nhất phù hợp với
điều kiện kinh tế cung như điều kiện tự nhiên tại vùng mỏ.
3.3. Phương pháp vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt.
Khi làm lạnh dầu nhiều parafin tin cấu trúc tinh thể được hình thành và nổ
làm cho dầu có tính chất của một vật thể rắn. Nồng độ parafín càng cao và kích
thước những tinh thể tạo thành càng nhỏ thì độ bền của cấu trúc càng lớn.
Nhiều nghiên cứu cho thấy tốc độ biến đổi nhiệt độ có thể biến đổi cấu trúc
39
của dầu thô và tính chất của nó.
Kinh nghiệm vận chuyển dầu parafin đã chứng tỏ rằng, có thể giảm độ bền
của cấu trúc các tinh thể và độ nhớt của dầu bằng phương pháp xử lý nhiệt. Xử lý
nhiệt là quá trình gia nhiệt cho dầu đến một nhiệt độ xác định trên nhiệt độ nóng
chảy của parafin, và sau đó làm lạnh nó ở những điều kiện mà cấu trúc tinh thể
hình thành có độ bền thấp nhất.
Quá trình làm lạnh này làm các hạt parafin sau khi tách ra không đủ thời
gian kết hợp với các mầm tinh thể tồn tại sẵn trong dầu. Các hạt tinh thể do đó sẽ
ngưng tụ hình thành các tinh thể hỗn tạp với nhiều kích thước khác nhau, mặt khác
các mầm tinh thể lại bị các thành phần dựa asphalten có trong dầu bao phủ do đó
làm giảm các lực liên kết giữa các tinh thể và mạng lưới không gian của tinh thể
không được tăng cường.
Quá trình này làm giảm đáng kể độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô.
Tính lưu biến này có thể duy trì trong một thời gian đủ dài trong quá trình vận
chuyển và dự trữ ở nhiệt độ thích hợp.
Những yếu tố sau có ảnh hưởng lớn đến độ bền của cấu trúc tinh thể parafin
sau khi xử lý nhiệt: Mức độ gia nhiệt, hàm lượng parafin rắn và chất nhựa
asphalten trong dầu, tốc độ và những điều kiện làm lạnh (động hay tĩnh).
Các công trình nghiên cứu cho phép tìm ra một loạt quy luật liên quan đến
việc xử lý nhiệt như sau:
- Xử lý dầu parafin có nhiệt độ đông đặc cao ở nhiệt độ 40-50°c (nhỏ hơn
độ nóng chảy parafin) sẽ làm xấu đi đáng kể tính chất lưu biến của dầu mỏ.
-Đối với dầu parafin tồn tại một nhiệt độ nhất định, mà tại đó hiệu suất
xử lý nhiệt là lớn nhất. Nhiệt độ này bao giờ công lớn hơn nhiệt độ nóng chảy
của parafín có trong dầu mỏ.
-Tỷ lệ giữa hàm lượng parafin có trong dầu mỏ với tổng hàm lượng chất
nhựa
- Độ keo càng cao thì hiệu suất xử lý nhiệt càng thấp.
-Điều kiện làm nguội dầu có ảnh hưởng lớn đến tính chất dầu mỏ đã xử lý
nhiệt.
Khi gia nhiệt cho dầu, những parafín rắn trong dầu bị nóng chảy, cho nên
việc gia nhiệt cho dầu là bước chuẩn bị cần thiết để tiến hành các tác động có định
hướng lên quá trình kết tinh parafin.
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp
đồ áN tốt nghiệp

More Related Content

What's hot

Câu hoi về chưng cất
Câu hoi về chưng cấtCâu hoi về chưng cất
Câu hoi về chưng cấtĐat Lê
 
Bước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvarezii
Bước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvareziiBước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvarezii
Bước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvareziiTÀI LIỆU NGÀNH MAY
 
THỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨM
THỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨMTHỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨM
THỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨM056874235q
 
Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...
Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...
Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...nataliej4
 
Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)
Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)
Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)Huy Đồng Duy
 
Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...
Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...
Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...https://www.facebook.com/garmentspace
 
Phân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩm
Phân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩmPhân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩm
Phân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩmFood chemistry-09.1800.1595
 
Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...
Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...
Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...Dịch vụ viết bài trọn gói ZALO: 0909232620
 
Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...
Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...
Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...Công Ty Cổ Phần Tư Vấn Đầu Tư Dự Án Việt
 
Thí nghiệm thủy lực
Thí nghiệm thủy lựcThí nghiệm thủy lực
Thí nghiệm thủy lựcMan_Ebook
 
Công nghệ chế biến và bảo quản thịt
Công nghệ chế biến và bảo quản thịtCông nghệ chế biến và bảo quản thịt
Công nghệ chế biến và bảo quản thịtFood chemistry-09.1800.1595
 
Nghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystum
Nghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystumNghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystum
Nghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystumTÀI LIỆU NGÀNH MAY
 
Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...
Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...
Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...CTY CP TƯ VẤN ĐẦU TƯ THẢO NGUYÊN XANH
 

What's hot (20)

Câu hoi về chưng cất
Câu hoi về chưng cấtCâu hoi về chưng cất
Câu hoi về chưng cất
 
Bước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvarezii
Bước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvareziiBước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvarezii
Bước đầu nghiên cứu sản xuất carrageenan từ rong sụn kappaphycus alvarezii
 
THỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨM
THỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨMTHỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨM
THỰC HÀNH KỸ THUẬT THỰC PHẨM
 
Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...
Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...
Luận văn nghiên cứu quy trình chưng cất tinh dầu gừng và ứng dụng phụ phẩm củ...
 
Casein
CaseinCasein
Casein
 
Đề tài: Thiết bị khuấy trộn dung dịch bôi trơn tưới nguội, HAY
Đề tài: Thiết bị khuấy trộn dung dịch bôi trơn tưới nguội, HAYĐề tài: Thiết bị khuấy trộn dung dịch bôi trơn tưới nguội, HAY
Đề tài: Thiết bị khuấy trộn dung dịch bôi trơn tưới nguội, HAY
 
Quy trình làm nem chua Thanh Hóa
Quy trình làm nem chua Thanh Hóa Quy trình làm nem chua Thanh Hóa
Quy trình làm nem chua Thanh Hóa
 
Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)
Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)
Quy cach trinh bay do an mon hoc (co dac)
 
Chuong5
Chuong5Chuong5
Chuong5
 
Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...
Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...
Khảo sát quy trình sản xuất xúc xích heo thanh trùng lizza tại công ty tại cô...
 
Phân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩm
Phân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩmPhân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩm
Phân tích đánh giá chất lượng một số loại thực phẩm
 
Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...
Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...
Đề tài: Yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất tách gum dầu thô đậu nành - Gửi miễn p...
 
Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...
Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...
Thuyết minh dự án đầu tư Nhà máy sản xuất Sơn và chất phủ bề mặt số 1 tại Phú...
 
Thí nghiệm thủy lực
Thí nghiệm thủy lựcThí nghiệm thủy lực
Thí nghiệm thủy lực
 
Đề tài: Nghiên cứu chiết xuất chất màu anthocyanin từ cây lá cẩm, HAY
Đề tài: Nghiên cứu chiết xuất chất màu anthocyanin từ cây lá cẩm, HAYĐề tài: Nghiên cứu chiết xuất chất màu anthocyanin từ cây lá cẩm, HAY
Đề tài: Nghiên cứu chiết xuất chất màu anthocyanin từ cây lá cẩm, HAY
 
Công nghệ chế biến và bảo quản thịt
Công nghệ chế biến và bảo quản thịtCông nghệ chế biến và bảo quản thịt
Công nghệ chế biến và bảo quản thịt
 
Cong nghe san xuat pho mai
Cong nghe san xuat pho maiCong nghe san xuat pho mai
Cong nghe san xuat pho mai
 
Quá trình chưng cất
Quá trình chưng cấtQuá trình chưng cất
Quá trình chưng cất
 
Nghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystum
Nghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystumNghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystum
Nghiên cứu quy trình sản xuất snack từ rong nâu sargassum polycystum
 
Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...
Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...
Báo cáo đánh giá tác động môi trường Dự án Xưởng sản xuất bột xốp PU và Gia c...
 

Viewers also liked

đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55
đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55
đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55Hieu Le
 
đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...
đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...
đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...https://www.facebook.com/garmentspace
 
ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.
ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.
ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.Trung Nguyễn
 
Slide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online Mới
Slide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online  MớiSlide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online  Mới
Slide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online MớiHiệu Nguyễn
 
Đồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí Minh
Đồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí MinhĐồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí Minh
Đồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí MinhĐồ án Xây Dựng
 
Bai giang duong ong
Bai giang duong ongBai giang duong ong
Bai giang duong ongHieu Le
 
Thuyết minh in nộp ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQ
Thuyết minh in nộp  ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQThuyết minh in nộp  ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQ
Thuyết minh in nộp ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQNguyễn Quang
 
đồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳng
đồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳngđồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳng
đồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳnghttps://www.facebook.com/garmentspace
 
đò án tốt nghiệp ngành xây dựng
đò án tốt nghiệp ngành xây dựngđò án tốt nghiệp ngành xây dựng
đò án tốt nghiệp ngành xây dựngDinh Do
 
chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10
chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10
chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10Hoàng Thái Việt
 
Đồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.com
Đồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.comĐồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.com
Đồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.comcokhiketcaucom
 
[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay
[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay
[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hayPhong Phạm
 
SXSW 2016 takeaways
SXSW 2016 takeawaysSXSW 2016 takeaways
SXSW 2016 takeawaysHavas
 

Viewers also liked (13)

đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55
đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55
đồ áN tốt nghiệp đường ống lvhieu k55
 
đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...
đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...
đồ áN tốt nghiệp thiết kế hệ thống thoát nước và xử lý nước thải khu công ngh...
 
ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.
ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.
ĐATN TK hệ thống lạnh trong nhà máy bia năng suất 50tr lít năm.
 
Slide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online Mới
Slide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online  MớiSlide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online  Mới
Slide Đồ Án Tốt Nghiệp Khoa CNTT Web Xem Phim Online Mới
 
Đồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí Minh
Đồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí MinhĐồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí Minh
Đồ án tốt nghiệp 9 Tầng Đại học Mở Hồ Chí Minh
 
Bai giang duong ong
Bai giang duong ongBai giang duong ong
Bai giang duong ong
 
Thuyết minh in nộp ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQ
Thuyết minh in nộp  ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQThuyết minh in nộp  ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQ
Thuyết minh in nộp ( Đồ Án tốt Nghiệp Nhà ở Sinh Viên) NNQ
 
đồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳng
đồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳngđồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳng
đồ áN btct 2 tính toán và thiết kế kết cấu khung phẳng
 
đò án tốt nghiệp ngành xây dựng
đò án tốt nghiệp ngành xây dựngđò án tốt nghiệp ngành xây dựng
đò án tốt nghiệp ngành xây dựng
 
chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10
chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10
chuyen de ly thuyet va bai tap chuong 6 - 7 vat ly 10
 
Đồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.com
Đồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.comĐồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.com
Đồ án Thiết kế khung bê tông cốt thép toàn khối - cokhiketcau.com
 
[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay
[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay
[Nguoithay.vn] co hoc vat ran hay
 
SXSW 2016 takeaways
SXSW 2016 takeawaysSXSW 2016 takeaways
SXSW 2016 takeaways
 

Similar to đồ áN tốt nghiệp

Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...
Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...
Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...TÀI LIỆU NGÀNH MAY
 
Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...
Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...
Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...nataliej4
 
Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...
Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...
Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...TÀI LIỆU NGÀNH MAY
 
đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...
đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...
đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...TÀI LIỆU NGÀNH MAY
 
Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...
Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...
Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...https://www.facebook.com/garmentspace
 
Dadt kaolin minh long
Dadt kaolin minh longDadt kaolin minh long
Dadt kaolin minh longMít Sấy
 

Similar to đồ áN tốt nghiệp (20)

Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...
Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...
Lập phương án sản xuất và giám sát và thi công công trình cầu thang gỗ cho bi...
 
Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...
Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...
Báo Cáo Đánh Giá Tác Động Môi Trường Dự Án Nhà Máy Sản Xuất Men Vi Sinh Và Ch...
 
Luận án: Hoàn thiện thông số công nghệ khai thác lò chợ cơ giới hóa
Luận án: Hoàn thiện thông số công nghệ khai thác lò chợ cơ giới hóaLuận án: Hoàn thiện thông số công nghệ khai thác lò chợ cơ giới hóa
Luận án: Hoàn thiện thông số công nghệ khai thác lò chợ cơ giới hóa
 
download
downloaddownload
download
 
Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...
Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...
Nghiên cứu thành phần loài và phân bố của ngành da gai ở khu vực vịnh Hạ Long...
 
Ảnh hưởng của polianilin đến tính chất quang điện hóa của titan dioxi
 Ảnh hưởng của polianilin đến tính chất quang điện hóa của titan dioxi Ảnh hưởng của polianilin đến tính chất quang điện hóa của titan dioxi
Ảnh hưởng của polianilin đến tính chất quang điện hóa của titan dioxi
 
đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...
đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...
đáNh giá hiện trạng và đề xuất các giải pháp cải thiện môi trường nước tại cá...
 
Giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả đường ống thu gom dầu
Giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả đường ống thu gom dầuGiải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả đường ống thu gom dầu
Giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả đường ống thu gom dầu
 
Đề tài tổng hợp dẫn xuất 2 amino-2-chromen, HAY, ĐIỂM CAO
Đề tài  tổng hợp dẫn xuất 2 amino-2-chromen, HAY, ĐIỂM CAOĐề tài  tổng hợp dẫn xuất 2 amino-2-chromen, HAY, ĐIỂM CAO
Đề tài tổng hợp dẫn xuất 2 amino-2-chromen, HAY, ĐIỂM CAO
 
Luận văn: Chế tạo hệ xúc tác La,Zn,P/Tio2 để etylester hóa mỡ cá
Luận văn: Chế tạo hệ xúc tác La,Zn,P/Tio2 để etylester hóa mỡ cáLuận văn: Chế tạo hệ xúc tác La,Zn,P/Tio2 để etylester hóa mỡ cá
Luận văn: Chế tạo hệ xúc tác La,Zn,P/Tio2 để etylester hóa mỡ cá
 
Luận văn: Hệ xúc tác la,Zn,P/TiO2 để etylester hóa mỡ cá, HAY
Luận văn: Hệ xúc tác la,Zn,P/TiO2 để etylester hóa mỡ cá, HAYLuận văn: Hệ xúc tác la,Zn,P/TiO2 để etylester hóa mỡ cá, HAY
Luận văn: Hệ xúc tác la,Zn,P/TiO2 để etylester hóa mỡ cá, HAY
 
Đề tài: Xử lý nước thải có chứa dầu của công ty dầu mỡ, HAY
Đề tài: Xử lý nước thải có chứa dầu của công ty dầu mỡ, HAYĐề tài: Xử lý nước thải có chứa dầu của công ty dầu mỡ, HAY
Đề tài: Xử lý nước thải có chứa dầu của công ty dầu mỡ, HAY
 
Thiết kế che chắn bức xạ của thiết bị gia tốc UERL -10-15S2, 9đ
Thiết kế che chắn bức xạ của thiết bị gia tốc UERL -10-15S2, 9đThiết kế che chắn bức xạ của thiết bị gia tốc UERL -10-15S2, 9đ
Thiết kế che chắn bức xạ của thiết bị gia tốc UERL -10-15S2, 9đ
 
Khả năng hấp phụ Mangan trong nước của vật liệu hấp phụ từ lõi ngô
Khả năng hấp phụ Mangan trong nước của vật liệu hấp phụ từ lõi ngôKhả năng hấp phụ Mangan trong nước của vật liệu hấp phụ từ lõi ngô
Khả năng hấp phụ Mangan trong nước của vật liệu hấp phụ từ lõi ngô
 
Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...
Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...
Thiết kế phần mở đầu và củng cố bài giảng môn hóa học lớp 11 trung học phổ th...
 
Đề Tài Chế Tạo Và Nghiên Cứu Tính Chất Quang Của Màng Graphene Tổng Hợp Bằng ...
Đề Tài Chế Tạo Và Nghiên Cứu Tính Chất Quang Của Màng Graphene Tổng Hợp Bằng ...Đề Tài Chế Tạo Và Nghiên Cứu Tính Chất Quang Của Màng Graphene Tổng Hợp Bằng ...
Đề Tài Chế Tạo Và Nghiên Cứu Tính Chất Quang Của Màng Graphene Tổng Hợp Bằng ...
 
Hoa10 hk2-2017
Hoa10 hk2-2017Hoa10 hk2-2017
Hoa10 hk2-2017
 
Dadt kaolin minh long
Dadt kaolin minh longDadt kaolin minh long
Dadt kaolin minh long
 
Đề tài: Xác định hàm lượng NO2, SO2 trong không khí tại Hải Phòng
Đề tài: Xác định hàm lượng NO2, SO2 trong không khí tại Hải PhòngĐề tài: Xác định hàm lượng NO2, SO2 trong không khí tại Hải Phòng
Đề tài: Xác định hàm lượng NO2, SO2 trong không khí tại Hải Phòng
 
Luận văn: Nghiên cứu ứng dụng enzym tanase để thủy phân tanin
Luận văn: Nghiên cứu ứng dụng enzym tanase để thủy phân taninLuận văn: Nghiên cứu ứng dụng enzym tanase để thủy phân tanin
Luận văn: Nghiên cứu ứng dụng enzym tanase để thủy phân tanin
 

đồ áN tốt nghiệp

  • 1. LỜI CẢM ƠN Lời đầu tiên cho em xin được gửi lời cảm ơn quý thầy cô trong khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ- Địa chất đã tận tình truyền đạt kiến thức trong những năm em học tập tại trường. Với vốn kiến thức được tiếp thu trong quá trình học không chỉ là nền tảng cho quá trình nghiên cứu đồ án mà còn là hành trang quý báu để em bước vào đời một cách vững chắc và tự tin. Em xin được gửi lời cám ơn tới bộ môn Khoan-Khai Thác đã tạo điều kiên cho em được đi thực tập tốt nghiệp tại công ty Thăng Long JOC và giúp đỡ chúng em trong thời gian thực tập và tạo điều kiện cho em được hoàn thành đồ án này. Đã tạo một cơ hội cho em được tiếp xúc với một môi trường làm việc chuyên nghiệp, hiện đại và đầy thách thức. Cho em gửi lời cảm ơn sâu sắc tới giảng viên,Th.s Nguyễn Văn Thành. Người đã trực tiếp hướng dẫn chúng em trong suốt quá trình thực tập và đã giúp đỡ, hướng dẫn chúng em hoàn thành đồ án tốt nghiệp của mình. Em xin chân thành cảm ơn ban giám đốc, phòng khai thác và anh Lê Quốc Hưng tại Công ty Thăng Long JOC đã tạo điều kiện thuận lợi cho em thực tập tại Công ty. Cuối cùng em kính chúc thầy cô dồi dào sức khỏe và thành công trong sự nghiệp cao quý. Đồng kính chúc các cô, chú, anh chị trong Công ty luôn dồi dào sức khỏe và đạt được nhiều thành công trong công việc.
  • 2. DANH MỤC BẢNG BIỂU 1. Bảng 1.1: Hàm lượng parafin và nhiệt độ lắng đọng parafin của dầu thô tại mỏ HSD và mỏ HST .........................................................................................................2 2. Bảng 2.1: Thông số cấu trúc của mỏ HST ............................................................24 3. Bảng 2.2: Tính chất chất lưu của mỏ HSD liên quan đến parafin ........................29 4. Bảng 2.3: Tính chất chất lưu của mỏ HSD liên quan đến parafin ........................29 5. Bảng 2.4: Thành phần chủ yếu của chất lưu mỏ HSD..........................................30 6. Bảng 2.5: Thành phần chủ yếu của chất lưu mỏ HST ..........................................31 7. Bảng 3.1: Tóm tắt các phương án vận chuyển dầu nhiều parafin.........................55 8. Bảng 4.1: Thống kê xuất hiện parafin trên đường ống .........................................59 9. Bảng 4.2: Tỷ lệ hóa chất được dùng để thử nghiệm tại HSD ...............................67 10. Bảng 4.3: Kết quả sàng lọc hóa chất đối với dầu thô tại mỏ HSD .....................68 11. Bảng 4.4: Kết quả thử nghiệm thực tế hóa chất đối với dầu thô tại mỏ HSD. .. 68 12. Bảng 4.5:Kết quả thử nghiệp giảm độ bền chảy................................................ 69 13.Bảng 5.8: quy trình đóng mỏ các van trên đường ống bơm hóa phẩm PPD ...... 71 14. Bảng 5.1: Kết quả tính toán nhiệt độ tại các vị trí đặc biệt trên tuyến ống........ 79 15. Bảng 5.2: kết quả tính tổn hao áp suất trên đường ống trường hợp 1.............. 103 16. Bảng 5.3:kết quả tính tổn hao áp suất trên các điểm của đường ống trường hợp1. ................................................................................................................................ 105 17. Bảng 5.4: Giá trị tổn hao áp suất dọc theo tuyến ống:.................................... 106 18. Bảng 5.5:kết quả tính tổn hao áp suất trên các điểm của đường ống trường hợp 2 ................................................................................................................................ 106 19. Bảng 5.6: kết quả tổng hợp tổn hao thủy lực trên đường ống HSD-HST........ 107 20. Bảng 5.7: Kết quả tổng hợp tính toán nhiệt và thủy lực đường ống HSD-HST ................................................................................................................................107
  • 3. DANH MỤC HÌNH VẼ 1. Hình 1.1: Đường cong chảy(a) và đường cong nhớt của chất lỏng nhớt (b) ..... 7 2. Hình 1.2: Mặt phân bố vận tốc trong dòng chảy rối .......................................... 13 3. Hình 2.1: Phân lô Bể Cửu Long & Lô 15-02/1................................................. 15 4. Hình 2.2: Bản đồ nóc móng Bể Cửu Long......................................................... 18 5. Hình 2.3: Nóc móng 6 khối của mỏ HSD.......................................................... 27 6. Hình 2.4: Sơ đồ thu gom và phân phối từ tàu FPSO tới các mỏ........................ 31 7. Hình 3.1: Quan hệ phụ thuộc giữa  và  vào nồng độ chất phụ gia .......... 34 8. Hình 3.2: Tương quan giữa độ nhớt hiệu dụng của dầu vào nhiệt độ và vận tốc dịch chuyển ............................................................................................................ 36 9. Hình 3.3: Các hình thức gia nhiệt cho đường ống ............................................. 37 10 .Hình 3.4: Quan hệ phụ thuộc giữa nhiệt đô đông đặc và nhiệt độ sử lý của dầu ................................................................................................................................ 40 11. Hình 3.5: Cấu trúc của dầu............................................................................... 41 12. Hình 3.6: Mối liên hệ giữa hàm lượng hóa phẩm (ppm) với tỷ lệ D/R ........... 46 13. Hình 3.7: Ảnh hưởng của lượng nước đến tổn hao áp suất ............................. 48 14. Hình 3.8: Cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống nằm ngang...... 52 15. Hình 3.9: Sơ đồ một nút lỏng khí trên đường ống nằm ngang ........................ 54 16. Hình 4.1. So sánh sự phân bố n-parafin với các mẫu thử khác nhau............... 57 17. Hình 4.2: Sự phân bố n-parafin của mẫu chất lưu đã hiệu chỉnh so với mẫu gốc ................................................................................................................................ 58 18. Hình 4.3: Tốc độ lắng đọng parafin dọc tuyến ống từ HSD-HST ................... 60 19. Hình 4.4: Lưu biến kế Mars III ........................................................................ 66 20. Hình 4.5: Đồ thị kết quả kiểm nghiệm thực tế profile độ nhớt của dầu mỏ HSD ................................................................................................................................ 69 21 .Hình 4.6: Đồ thị thể hiện đặc tính của những PPD trong thử nghiệm độ bền chảy ........................................................................................................................ 70 22. Hình 5.1: Đồ thị thể hiện khả năng vận chuyển của tuyến ống liên quan đến nhiệt độ và nguy cơ xuất hiện kết tinh parafin....................................................... 77 23. Hình 5.2: Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton .................... 85 24. Hình 5.3: Đặc tinh chuyển động của chất lỏng Bingham trong ống................ 87 25. Hình 5.4:Quỹ đạo tuyến ống nội mỏ dẫn dầu từ HSD-HST............................ 97
  • 4. Bảng Các Ký Hiệu Viết Tắt Trong Đồ Án STT Ký hiệu Nghĩa 1 HSD Mỏ Hải Sư Đen 2 HST Mỏ Hải Sư Trắng 3 TLJOC Thang Long Joint Operating Company (Công Ty Điều Hành Chung Thăng Long) 4 WAT Wax Appearance Temperature (Nhiệt Độ Bắt Đầu Kết Tinh Parafin) 5 PPD Giảm Nhiệt Điểm Đông Đặc 6 HSD WHP Hai Su Den Wellhead Platform (Giàn Đầu Giếng Hải Sư Đen) 7 FPSO Floating Production, Storage And Offloading Facility ( Tầu Khai Thác, Kho Chứa Nổi) 8 TH1 TRƯƠNG HỢP 1 9 TH2 TRƯỜNG HỢP 2 10 HTGC High Temperature Gas Chromatography (Sắc khí nhiệt độ cao) 11 CPM Cross Polar Microscopy (soi bằng kính hiển vi chéo cực) 12 DSC Differential Scanning Calorimeter (quét sự khác biệt về nhiệt lượng)
  • 5. PHỤ LỤC Trang MỞ ĐẦU............................................................................................................1 CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM TÍNH CHẤT CỦA DẦU NHIỀU PARAFIN...........................................................................................................2 1.1.Khái niệmvề parafin.....................................................................................2 1.2. Đặc trưng của dầu nhiều parafin .................................................................3 1.2.1.Độ nhớt......................................................................................................3 1.2.2.Khối lượng riêng .......................................................................................3 1.2.3.Thành phần dầu.........................................................................................4 1.2.4.Nhiệt dung.................................................................................................4 1.2.5.Độ dẫn nhiệt ..............................................................................................4 1.3. Chất lỏng Newton và phi Newton...............................................................5 1.3.1. Chất lỏng Newton ....................................................................................5 1.3.2. Chất lỏng phi Newton ..............................................................................6 1.3.2.1.Chất lỏng có đặc trưng lưu biến không phụ thuộc vào thời gian...........6 1.3.2.1.1. Chất lỏng Bingham (dẻo quánh) ........................................................6 1.3.2.1.2. Chất giả dẻo (chất lỏng gần như chất dẻo).........................................8 1.3.2.1.3. Chất lỏng đi-la-tan..............................................................................8 1.3.2.2. Chất lỏng có đặc trưng lưu biến phụ thuộc vào thời gian.....................8 1.3.2.2.1. Loại chất lỏng ticxotrop .....................................................................8 1.3.2.2.2. Loại chất lỏng Reopec........................................................................9 1.4. Các lớp lắng đọng parafin...........................................................................9 1.4.1. Dạng chất đặc, cứng.................................................................................10 1.4.2. Dạn chất vẫn xốp hoặc nhảo ....................................................................10 1.5. Điều kiện tạo thành lớp lắng đọng parafin..................................................10 1.6. Cơ chế lắng đọng parafin ............................................................................12 CHƯƠNG2: TỔNG QUAN VỀ MỎ HST và HSD ..........................................15 2.1. Giới thiệu bồn trũng Cửu Long...................................................................15 2.1.1. Thông tin chung .......................................................................................15 2.1.2. Môi trường cấu trúc..................................................................................19 2.1.3. Sự tiến triển của bể...................................................................................21 2.2. Sơ lược tổng quan mỏ HST và HSD...........................................................23 2.2.1. Đặc điểm địa tầng.....................................................................................23 2.2.2. Cấu trúc mỏ HST và HSD........................................................................25 2.2.2.1. Mỏ HST.................................................................................................26 2.2.2.2. Mỏ HSD ................................................................................................27 2.3. Tính chất chất lưu tại mỏ HST và HSD ......................................................32 2.3.1. Một số tính chất của chất lưu tại HSD và HST........................................32 2.3.1.1 Mỏ HSD .................................................................................................32 2.3.1.2. Mỏ HST.................................................................................................32 2.3.2. Thành phần dầu mỏ của mỏ HSD và HST...............................................33 2.3.2.1. Mỏ HSD ................................................................................................33 2.3.2.2. Mỏ HST.................................................................................................33
  • 6. 2.4. Mô hình tổng thể hệ thống thu gom từ mỏ HSD sang HST........................34 CHƯƠNG 3:CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN ............................................................................................................................32 3.1. Phương pháp trộn lẫn dầu nhiều parafin với các dung môi hoặc với dầu có độ nhớt thấp.............................................................................................................32 3.2. Phương pháp bơm chuyển dầu nóng...........................................................35 3.2.1. Gia nhiệt bằng trạm..................................................................................38 3.2.2. Gia nhiệt bằng đường ống........................................................................38 3.2.3. Dùng trạm gia nhiệt kết hợp với bọc lớp cách nhiệt................................39 3.3. Phương pháp vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt ..............................................39 3.4. Phương pháp bơm chuyển dầu đã xử lý bằng hóa phẩm ............................44 3.4.1. Nhóm 1.....................................................................................................45 3.4.2. Nhóm 2.....................................................................................................46 3.5. Phương pháp bơm chuyển nước -dầu .........................................................49 3.5.1. Phương pháp chảy vành khuyên ..............................................................49 3.5.2. Phương pháp vận chuyển nhủ tương........................................................49 3.5.3. Nghiên cứu vận chuyển hỗn hợp dầu- nước ............................................50 3.5.4. Những quan điển mới...............................................................................51 3.6. Phương pháp bơm chuyển dầu đã bảo hòa khí ...........................................52 3.7. Pháp bơm chuyển dầu nhờ các nút đẩy, phân cách.....................................52 3.8. Phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí.................................................53 CHƯƠNG 4: CƠ SỞ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP DÙNG HÓA CHẤT PPD ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN CHUYỂN DẦU TỪ HSD-HST...............56 4.1. Cơ sở lý thuyết lựa chọn hóa chất PPD ......................................................56 4.1.1. Điều kiện địa lý, khoảng cách và điều kiện ứng dụng của giàn HSD WHP ............................................................................................................................56 4.1.2. Điều kiện, tính chất của chất lưu khai thác của mỏ HSD ........................56 4.1.2.1Tính chất parafin của chất lưu mỏ HSD thông qua đánh giá của dữ liệu sắc khí nhiệt độ cao (HTGC)....................................................................................56 4.1.2.2. Tổng quan về lắng đọng parafin trên đường ống từ HSD sang HST và Khoảng thời gian khai thác năm thứ 10................................................59 4.1.2.2.1. Phân tích tốc độ lắng đọng parafin ...................................................59 4.1.2.2.2.Khoảng thời gian khai thác năm thứ 10..............................................60 4.1.3. Phân tích lựa chọn hóa chất PPD làm chất ức chế WAX (parafin) ........61 4.1.3.1.Loại hóa chất..........................................................................................61 4.1.3.2.Vị trí bơm hóa chất ức chế.....................................................................62 4.1.3.3.Tốc độ bơm hóa chất..............................................................................63
  • 7. 4.2.Vận chuyển dầu nhiều parafin bằng phương pháp có sự tác động của hóa chất chống đông PPD ..........................................................................................63 4.2.1Sơ lược về tình hình sử dụng hóa chất chống đông PPD tại mỏ HSD.......63 4.2.2. Quy trình sử dụng hóa chất chống đông PPD64 4.3.Giới thiệu về hóa chất chống đông PPD và thí nghiệm tính toán tốc độ bơm hóa phẩm PPD....................................................................................................65 4.3.1. Tóm tắt .....................................................................................................65 4.3.2.Những thí nghiệm, thực nghiệm ...............................................................65 4.3.2.1. Thí nghiệm kiểm tra điểm chảy bằng phương pháp ASTMD5853 ......66 4.3.2.2.Mô hình mô phỏng độ nhớ.....................................................................66 4.3.2.3.Thí nghiệm độ bền chảy.........................................................................67 4.3.3.Kết quả ......................................................................................................68 4.3.3.1. Thí nghiệm kiểm tra điểm chảy bằng phương pháp ASTMD5853 ......68 4.3.3.2.Mô hình mô phỏng độ nhớt....................................................................70 4.3.3.3.Thí nghiệm độ bền chảy.........................................................................70 4.3.4.Kết luận .....................................................................................................70 4.4.Quy trình vận hành bơm hóa phẩm PPD vào đường ống ............................71 CHƯƠNG 5:TÍNH TOÁN VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN TỪ HSD- HST. ...................................................................................................................74 5.1 Tính toán nhiệt lượng trên đường ống từ HSD SANG HST........................74 5.1.1 Lý thuyết tính toán nhiệt ...........................................................................74 5.1.2. Tính toán nhiệt cho đường ống dẫn dầu từ HSD sang HST ....................76 5.2. Tính toán thuỷ lực .......................................................................................81 5.2.1. Lý thuyết tính toán thuỷ lực đường ống vận chuyển dầu thô ..................82 5.2.1.1. Ống dẫn chất lỏng Newton....................................................................82 5.2.1.2. Ống dẫn chất lỏng phi Newton .............................................................88 5.2.2. Tính toán thủy lực cho đường ống thu gom dầu nội mỏ từ HSD-HST ...99 5.2.2.1. Sơ đồ hệ thống thu gom từ HSD sang HST..........................................99 5.2.2.2.Tính toán thủy lực cho đường ống thu gom dầu nội mỏ từ HSD-HST .99 5.2.2.1.1.Sơ đồ tuyến ống và số liệu tính toán...................................................100
  • 8. 5.2.2.1.2.Tính toán thủy lực đường ống thu gom dầu nội mỏ từ HSD tới HST 101 KẾT LUẬN
  • 9. 1 MỞ ĐẦU Ngành công nghiệp dầu khí tuy mới phát triển nhưng đã khẳng định được vai trò trong nền kinh tế quốc dân. Ngành dầu khí ngày càng được củng cố và phát triển, những trang bị mới về công nghệ hiện đại tiên tiến và con người với chuyên giỏi, đã khẳng định được sự lớn mạnh và cạnh tranh mãnh mẽ của ngành dầu khí Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí trên thế giới. Nhiều hợp đồng khai thác dầu khí ở trong và ngoài nước đã và đang thực hiện rất thành công. Việc vận chuyển các sản phẩm khai thác từ trên mặt đất (miệng giếng) đến các các thiết bị tách cơ bản ban đầu, cho đến các điểm cất chứa đều được thực hiện bằng đường ống vận chuyển. Đặc trưng của dầu thô Việt Nam là có nhiệt độ đông đặc và hàm lượng parafin cao. Việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao hiệu quả vận chuyển là một yêu cầu quan trọng hang đầu trong việc tính toán lợi nhuận, năng suất cũng như tuổi của các thiết bị. Mà trong đó yêu cầu cấp thiết là hạn chế sự hình thành và lắng đọng parafin trên đường ống, bởi để xảy ra vấn đề này là một nguy cơ rất có hại cho năng suất của đường ống. Tuy với hàm lượng parafin ở mức thấp, nhưng do đường ống dài 9,9km và đã xuất hiện lắng đọng parafin trên đường ống.Nắm bắt được sự cần thiết này và được sự đồng ý và hướng dẫn của thầy giáo Ths.Nguyễn Văn Thành em đã chọn đề tài “Vận chuyền dầu nhiều parafin từ mỏ HSD sang mỏ HST”. Do thời gian làm đồ án có hạn và việc tìm hiểu còn chưa đầy đủ nên không thể tránh khỏi những sai sót. Vì vậy em đã có được sự góp ý và hướng dẫn tận tình của thầy, cô và các bạn. Sinh viên thực hiện Đào Văn Phúc Hà nội, ngày tháng 6 năm 2015
  • 10. 2 CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM TÍNH CHẤT CỦA DẦU NHIỀU PARAFIN 1.1.Khái niệm về parafin. Thành phần cơ bản của dầu thô là các hợp chất hydrocacbon gồm H và C chiếm 60 đến 90% trọng lượng. Căn cứ vào cấu trúc mạch dầu được chia ra làm ba loại: - Dầu parafinic, công thức tổng quát CnH2n+2. - Dầu naftenic công thức tổng quát CnH2n , tên gọi các cấu tử cũng như dầu paraffin, có thêm tiếp đầu ngữ cyclo, cyclohexan, cyclopenta chỉ ra rằng mạch có cấu trúc dạng vòng. Loại vòng có bảy cạnh trở lên rất ít gặp. Loại sáu cạnh ngưng tụ có gặp trong dầu thô nhưng hàm lượng rất thấp. - Dầu aromatic có công thức tổng quát CnH2n-6, đa phần thường gặp ở dạng dẫn suất của Benzen. Hai loại naftenic và aromatic có khả năng hòa tan cao. Dầu parafin bao gồm các hydrocacbon có dạng cấu trúc mạch thẳng hoặc mạch nhánh (iso-parafin). Ở điều kiện bình thường, cấu trúc C1 đến C4 tồn tại ở thể khí, C5 đến C15 tồn tại ở thể lỏng, C17 trở lên thì ở dạng rắn. Các lắng đọng parafin rắn là một hỗn hợp gồm các tinh thể parafin và một số chất khác. Thông thường parafin chiếm 10 đến 75%, asphalt 2 đến 5%, hắc ín 10 đến 30%, tạp chất cơ học 1 đến 5%. Trong nhóm parafin rắn bao gồm C17 đến C71, theo tính chất lý hóa người ta chia ra parafin C17 đến C36 và xeresin C36 đến C71. Mật độ parafin rắn từ 0,865 đến 0,940 g/cm3 , nhiệt độ nóng chảy từ 22 đến 85 o C. Căn cứ vào phương pháp phân loại của Nga, người ta chia ra làm 4 loại : không có parafin (<1%), dầu ít parafin 1 đến 2%, dầu parafin trung bình 2 đến 12% và dầu nhiều parafin (>12%). Đối với hai mỏ Hải Sư Tử Trắng (HST) và Hải Sư Tử Đen (HSD) thì hàm lượng parafin và nhiệt độ xuất hiện lắng đọng. Mỏ Hàm lượng Parafin(%wt) Nhiệt độ tạo lắng đọng (o C) Hải Sư Trắng (HST) 0,13 31 Hải Sư Đen (HSD) 0,45 52 Bảng 1.1:hàm lượng parafin và nhiệt độ lắng đọng parafin tại mỏ HSD vàHST
  • 11. 3 1.2.Đặc trưng của dầu parafin.: Trong hóa học hửu cơ, thuật ngữ "parafin” được dùng để chỉ những hợp chất hydrocacbon thuộc dãy đồng đẳng no (hay dãy béo) hoặc cũng có tên là hydrocacbon ankanl, có công thức CnH2n+2. Trong kỹ thuật, thuật ngữ “parafin” để chỉ những sản phẩm chứa những hydrocacbon no, chủ yếu là dạng mạch thẳng với số nguyên tử cacbon từ C9-C40 được tách ra từ dầu mỏ cũng như một số khoáng vật khác. Hợp chất parafin phân bố khác nhau trong từng loại dầu và từng phân đoạn của sản phẩm . Đối với các loại dầu nhẹ, hàm lượng parafin cao tới 60- 70% tập trung n-parafin nhiều ở phân đoạn nhẹ, sôi đến 240o C và giảm dần theo chiều tăng của nhiệt độ sôi. Đặc trưng của dầu parafin được xem xét trên một số yếu tố sau: 1.2.1. Độ nhớt. Độ nhớt dầu là một thông số hết sức quan trọng, nó thể hiện bản chất của một chất lỏng. Ở trạng thái tĩnh, dầu parafin là một chất lỏng phi Newton. Phương trình tổng quát thể hiện đặc tính lưu biến của dầu parafin là: τ = τo + μ* 𝑑𝑣 𝑑𝑟 (1.1) Trong đó: - τ : ứng suất trượt (Pa). - τo :ứng suất trượt tĩnh. - μ : độ nhớt biểu kiến. Trong quá trình vận chuyển dầu trong đường ống dẫn luôn có sự trao đổi nhiệt với môi trường, parafin trong dầu dần dần tách ra, thành phần parafin đa dạn nên hàm lượng parafin tách ra phụ thuộc vào nhiệt độ, yếu tố này tác động mạnh tới độ nhớt. Do vậy, dầu pafafin là dầu có độ nhớt cao. 1.2.2. Khối lượng riêng. Khối lượng riêng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ và thành phần của dầu. Dầu khai thác ở các mỏ khác nhau thì tính chất cũng khác nhau và do đó khối lượng riêng cũng khác nhau. Trong suốt quá trình vận chuyển dầu, nhiệt độ thay đổi dọc đường ống nên mật độ cũng thay đổi theo. Dầu parafin có mật độ biến thiên lớn trong quá trình vận chuyển.
  • 12. 4 1.2.3. Thành phần dầu. Dầu mỏ cấu tạo bởi các loại hydrocacbon : Parafin, Naphten, Aromatic và hydrocacbon hỗn hợp cả ba loại. Bên cạnh thành phần chuy yếu hydrocacbon, trong dầu mỏ còn có một tỷ lệ nhỏ các hợp chất khác như: lưu huỳnh, nitơ, oxy và những kim loại dưới dạng muối của axit dầu mỏ… Dầu parafin có thành phần parafin đa dạn bao gồm rất nhiều các cấu tử parafin với chiều dài mạch cacbon dài ngắn khác nhau. Ngoài các parafin mạch thẳng còn có parafin mạch vòng, mạch nhánh tác động mạnh đến tính chất của dầu. Trong dòng chảy, khi nhiệt độ giảm các parafin có nhiệt độ đông đặc cao hơn sẽ lắng đọng trên các parafin có nhiệt độ lắng đọng thấp hơn và do đó tăng cường tinh thẻ parafin ban đầu. Cấu trúc tinh thể này phụ thuộc rất nhiều vào tốc độ biến đổi nhiệt độ, tốc độ biến đổi nhiệt độ càng nhanh sẽ hình thành vô số các tinh thể nhỏ, tốc độ làm lạnh càng chậm sẽ hình thành các tinh thể dạng bản và dạng kim rất dễ đông tụ thành mạng không gian. 1.2.4. Nhiệt dung. Nhiệt dung của dầu cũng là hàm số theo nhiệt độ và hàm lượng parafin tách ra, có thể biểu diễn bằng công thức sau. 20 35,56*(1687,5 3,39 ) *(1 ) * p pa t C d p p C     (1.2) Với: Cpa: nhiệt dung parafin (2720J/kg.o C) Cp :nhiệt dung của dầu ở nhiệt độ t(J/kg.o C) Xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung ta có: C=(1-W)*Cp+W*Cw Cw: nhiệt dung của nước (400 J/kg.o C) 1.2.5. Độ dẫn nhiệt: Là hàm số theo nhiệt độ, hàm lượng parafin với lượng nước trong dầu: hfo=   20 15,6* 1 0,47 3*(t 263) d    (1.3) Trong đó: hfo :hệ số dẫn nhiệt của dầu (W/m độ) Xét ảnh hưởng của parafin ta có:
  • 13. 5 * 2* 2*P(h ) 2* *( ) fo fa fo fa tp fo fpa fo fpa h h h h h h P h h        (1.4) Xét đến ảnh hưởng của nước hf = (1-w)* hfp + W * hfw (1.5) Trong đó : hf: hệ số dẫn nhiệt xét đến các yếu tố. hfw: hệ số dẫn nhiệt của nước: 0.62 (W/m độ) 1.3.Chất lỏng Newton và phi Newton. 1.3.1. Chất lỏng Newton. Trước tiên chúng ta giới thiệu qua chất chất lỏng Newton. Là chất lỏng nhớt, tuân theo định luật ma sát trong của Newton, nghĩa là ứng suất tiếp tuyến và gradient vận tốc phụ thuộc tuyến tính với nhau. Hệ số tỉ lệ giữa 2 chúng được gọi là độ nhớt. Định luật Newton: * * d P F dy   (1.6) Trong đó: P: lực mà sát giữa các lớp chuyển động song song; N. 𝜇 hệ số nhớt động lực (độ nhớt Newton); N.s/m2 F: diện tích mặt ma sát; m2 . 𝑑𝑣 𝑑𝑦 : gradien vận tốc; m/(m.s) Ứng suất tiếp tuyến được xác định như sau * d dy    ( 2 N m ) (1.7) Trong đó τ ứng suất trượt . Từ đó ta thấy chất lỏng không tuân theo định luật Newton gọi là chất lỏng phi Newton. Mà ta đã biết dầu parafin có tính chất của chất lỏng phi Newton. Vậy những tính chất đó như sau.
  • 14. 6 1.3.2. Chất lỏng phi Newton. Chất lỏng không tuân theo định luật Newton gọi là chất lỏng phi Newton. 1.3.2.1. Chất lỏng có đặc trưng lưu biến không phụ thuộc vào thời gian gồm các loại sau: 1.3.2.1.1. Chất lỏng Bingham (dẻo quánh). Có tính chất như vật rắn đàn hồi, chỉ khi tốc độ lớn mới có tính chất lưu động. Đó là các huyền phù mà giữa các hạt lơ lửng có sức hút lấn nhau. Khởi đầu rất nhớt, sau đó mới có chảy tốt như: chất dẻo nhảo, bùn, sơn dầu, kem đánh răng. `` (a) (Pa) o 0 (S-1 ) I2 I1 I3 I3 II2 II1 II3 II3
  • 15. 7 (b) Hình 1.1: Đường cong chảy (a) và đường cong nhớt của chất lỏng “nhớt” (b). II1: Chất lỏng Newton:  =        dr dv II2: Chất lỏng giả dẻo (mô hình Oswald):  = ’ n dr dv       , n<1 I1: Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham):  = o + ”       dr dv I3, II3: Chất lỏng có độ nhớt tăng dần I2: Chất lỏng có độ nhớt giảm dần Phương trình lưu biến có dạng: w gh d d dy      (1.8) Trong đó : gh : ứng suất trượt tới hạn. d : độ nhớt dẻo Chất lỏng giả dẻo Chất lỏng Bingham-Xvedop Chất lỏng Newton Chất lỏng Dilatant drdv0 
  • 16. 8 1.3.2.1.2. Chất giả dẻo (chất lỏng gần như chất dẻo): Không có giới hạn của ứng suất trượt, khác với chất lỏng dẻo quánh là nó bắt đầu chảy khi giá trị của  rất nhỏ. Sự phụ thuộc giữa ứng suất trượt và vận tốc là đường cong đi qua gốc tọa độ và được biểu diễn bằng phương trình sau có dạng hàm số mũ. w n d k dy         (1.9) Trong đó: - k đặc trưng cho độ nhớt và không đổi đối với mỗi chất lỏng, độ nhớt của chất lỏng càng lớn thì k càng nhỏ. - 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 thay đổi trong một khoảng thay đổi vận tốc trượt khá lớn xuất phát từ công thức (1.9) thì độ nhớt của chất lỏng giả dẻo được tính theo phương trình sau: 1 w w : n d d d k dy dy            (1.10) Trong đó n<1, do đó n-1 sẽ âm, điều đó chứng tỏ độ nhớt giảm khi vận tốc trượt tăng. Các loại huyền phù chứa hạt không đối xứng, dung dịch polyme đều thuộc chất giả dẻo. 1.3.2.1.3. Chất lỏng đi-la-tan. Không có giới hạn độ linh động, nhưng khi tăng vận tốc trượt thì độ nhớt tăng. Chất lỏng đi-lan ta là huyền phù đậm đặc mà các phân tử lơ lửng có sức đẩy nhau ra. Nó giống như hệ Newton ở giai đoạn gradient tốc độ nhỏ nhưng khi gradien này đạt một giá trị nhất định thì  tăng đột ngột 1.3.2.2. Chất lỏng có đặc trưng lưu biến phụ thuộc vào thời gian. Loại này không thể mô tả bằng phương trình lưu biến đơn giản. 1.3.2.2.1. Loại chất lỏng ticxotrop. Cấu trúc của chất lỏng biến đổi khi tốc độ không thay đổi. Độ nhớt biểu kiến dạng theo thời gian. Như vậy độ nhớt của loại chất lỏng này phụ thuộc vào thời gian chuyển động và vận tốc của nó, đặc trưng cho chất này đó là sữa chua. 1.3.2.2.2. Loại chất lỏng Reopec.
  • 17. 9 Cấu trúc không thay đổi khi chuyển động, gồm phần lớn các chất keo, ví dụ như lòng trắng trứng. Do ảnh hưởng của chuyển động đơn hướng mà độ chảy của nó kém đi. 1.4.Các lớp lắng đọng parafin. Các lớp lắng đọng parafin là hỗn hợp carbonhydro rắn với các chất nhựa asphalten, chất keo có hàm lượng phân tử cao, nước và cặn cơ học. Tỷ lệ các thành phần của parafin lắng đọng thay đổi diện rộng, tùy thuộc vào thành phần dầu và vị trí lấy mẫu. Khi nhiệt độ dầu giảm, trước hết lượng carbonhydro trơ (khó nóng chảy, khả năng hòa tan kém) sẽ tách ra khỏi dầu. Bởi vậy phần chính các lớp parafin lắng đọng bao gồm parafin khó nóng chảy cùng với hỗn hợp chất keo, nhựa và chất thơm (asphalten). Càng xa miệng giếng hàm lượng paraíĩn rắn trong thành phần parafin lắng đọng càng giảm, lượng carbonhyđro lỏng càng tăng. Như vậy nhiệt độ nóng chảy của parafai rắn nói riêng và hỗn hợp parafin lắng đọng nổi chung sẽ giảm đi. Lớp parafin lặng đọng sẽ gắn chặt vào thành ống có thành phần hạt nhỏ, mật độ cao và chứa một lượng carbonhyđro rắn lớn hơn lớp ngoài có dạng thô hơn. Điều này chứng tỏ rằng, trong quá trình tích tụ các lớp parafin những hạt tinh thể parafin nhỏ nhất liên kết nhau, gắn chặt nhau và đẩy pha lỏng như: chất nhựa, chất thơm nằm giữa chúng ra ngoài. Mức độ lắng đọng parafin trong các thiết bị thu gom vận chuyển dầu phụ thuộc vào thành phần carbonhydro rắn. Mức độ lắng đọng parafin càng tăng khi hàm lượng carbonhyđro khó nóng chảy càng nhiều và giảm khi hàm lượng carbonhydro thơm tăng. Tại các mỏ parafin có thể lắng đọng ở 2 dạng: 1.4.1. Dạng chất đặc, cứng. Hình thành trong đường ống khai thác của các giếng dầu, đường ra và trong đương ống khác ở nơi vận chuyển hỗn hợp dầu khí. Lớp lắng đọng này phân bố đều trên bề mặt bên trong của thành ống. 1.4.2. Dạn chất vẫn xốp hoặc nhảo: Gồm những hạt parafin riêng biệt, không liên kết chặt với nhau, không bám chặt vào bề mặt kim loại của thiết bị. Dạng lắng đọng này tạo thành ở thành bình của bình đo, bể chưa, hoặc thậm chí trong đường ống mà vận tốc chất lỏng rất nhỏ.
  • 18. 10 Nhiều công trình chỉ ra rằng không phụ thuộc vào profil của đường ống, mức độ parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu đường ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dòng. Có những trường hợp, theo hướng chuyển động nằm ngang của hỗn hợp dầu- khí người ta thấy chiều dày lớp lắng đọng parafin tăng lên ở phần dưới của ống. Có thể giả thiết rằng trong đường ống đã hình thành dạng chuyển động phân tầng của hỗn hợp dầu-khi. Như vậy đặc trưng phân bố các lớp parafin lắng đọng theo mặt cắt ngang đường ống và theo chiều dài đường ống mang tính đa dạng. Nhưng quy luật chung là cường độ parafin hóa trong đường ống giảm dần theo chiều chuyển động của dòng dầu. Cường độ lắng đọng parafin (hya parafin hóa đường ống) phụ thuộc vào tính chất lý hóa của dầu, hàm lượng cacbonhydro răn, điều kiện thủy động học, các đặc tính thủy lực học của dòng dầu khí, đặc tính bề mặt bên trong của đường ống (độ ẩm ướt, độ phân cực, đọ nhám) và đường kính ống. 1.5.Điều kiện tạo thành lớp lắng đọng parafin. Có ba 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 hòa tan khi dầu bị nguội (yếu tố nhiệt độ). - Dòng chảy trong đường ống có lẫn với khí tự do (yếu tố khí). - Độ nhớt của dầu 𝜈 ở 20o C ≤ 0.2 (yếu tố độ nhớt). Những quan sát tiếp theo của quá trình cho tạo parafin cho thấy sự hình thành parafin trong đường ống có thể xảy ra khi tồn tại ba yếu tố nêu trên. Để lớp lắng đọng parafin trên thành ống có thể tồn tại , thì độ bền vững và liên kết với thành ống phải lớn hơn ứng suất tiếp tuyến do dòng chất lỏng tạo thành, trong trường hợp ngược lại lớp lắng đọng chất lỏng tạo thành trên thành ống sẽ bị vỡ thèo dòng chảy và có thể xác định theo công thức. 2 *V * 8g     (1.11) Trong đó: - τ :ứng suất tiếp tuyến, (g/cm2 ) - V: vận tốc trung bình của dòng chất lỏng, (cm/s) - 𝜌 : mật độ riêng, (g/cm3 ) - g : gia tốc trọng trường , (9.81 m/s2 ) - 𝜆: hệ số sức cản thủy lực
  • 19. 11 Suy ra điều kiện thủy lực để tồn tại lắng đọng parafin là: 2 *V * 8 p g     (1.12) τp: độ bền parafin hay là lực bám vào thành ống, (g/cm2 ) Trong điều kiện vận chuyển dầu theo đường ống nhám, độ bền liên kết giữa các lớp parafin và thành ống thường lớn hơn độ bền liên kết giữa các hạt parafin với nhau. Khi đó việc tẩy lớp lắng đọng có thể thực hiện theo từng lớp. Trong trường hợp thành ống nhẵn (ví dụ như được phủ chất dẻo hoặc thủy tinh) liên kết parafin với thành ống không bền vũng lớp parafin có thể bị rời khỏi thành ống hoàn toàn. Khi nhiệt độ giảm, độ bền parafin tăng rất nhiều và nó khó bị rửa trôi bởi dòng chất lỏng. Từ đó cho thấy ảnh hưởng của nhiệt độ lên quá trình tạo thành parafin chủ yếu là làm tăng độ bền của lớp parafin , chứ không làm tăng thể rắn parafin trong dầu. Những yếu tố bổ sung khác ảnh hưởng đến độ bền của lớp parafin, dễ thấy là hàm lượng nhựa trong dầu , trong chính lớp đọng và mức độ của dòng chảy rối. 1.6.Cơ chế lắng đọng parafin. Ảnh hưởng điều kiện thủy lực lên sự hình thành lớp lắng dọng parafin thể hiện rõ ràng trong sự so sánh những hiện tượng sau. - Dầu không chuyển động trong đường ống đường như là điều kiện lý tưởng cho sự kết tinh parafin trên thành ông, nhưng trong thực tế lớp lắng dọng parafîn không hình thành. Khi dầu trong trạng thái tĩnh bị nguội, những tinh thể parafin tách ra tạo thành cấu trúc, dầu bị đông lại, khi phục hồi chuyển động dầu bị đẩy đi, bề mặt trong thành ông không có lớp đọng parafin. - Trong chuyển động phân tầng của dầu theo đường ống lớp lắng đọng parafin cũng không hình thành, lớp parafin nhảo trong dầu được dòng chảy mang đến các bể chứa. Lớp parafin nhảo có thể lắng đọng trong đường ống thu dầu nếu vận tốc chuyển dộng của dầu không đủ để làm trôi nó đi. Vận tốc cực tiểu của dòng chảy cần thiết dể làm trôi những hạt parafin dược xác định bằng công thức Shisenko:
  • 20. 12 1 1* * * ( ) 2 K R g f V K       (1.13) Trong đó: - V: vận tốc trugn bình dòng chảy, (cm/s) - K1: hệ số hình dạng, đối với hình cầu K=9.42. - g: gia tốc trọng trường, (9,8 cm/s2 ). - R: bán kính trong của ống (cm)/ - f: hệ số ma sát xác định bằng thực nghiệm (f=0,8) - ∆: kích thước hạt parafin (cm). - 𝜈 :độ nhớt động học của chất lỏng (Stocks) - 𝜌1 , 𝜌 : trọng lượng riêng của những hạt phân tán và của môi trường phân tán. Đối với hạt parafin có kích thước ∆= 0.02cm công thức có dạng Vtb= 0.21∗𝐷∗(𝜌1 −𝜌) 𝜈𝜌 (1.14) D: đường kính trong của ống. Nếu vận tốc dòng dầu tách hết khí vượt quá vận tốc theo công thức trên thì lớp bùn parafin sẽ bị dòng chảy cuốn đi. Như vậy trong trạng thái tĩnh của dầu hoặc trong chuyển độn phân tầng không có những lực mà dưới tác dụng của chúng những hạt parafin có thể dịch chuyển từ dòng chất lỏng đến bề mặt thành ống và bám dính vào đó. - Trong chuyển động rối. Tại trung tâm dòng chảy, có những vận tốc hướng ngang mà với độ rối của dòng tương đối mạnh có thể hất những hạt parafin vào thành ống. Phân bố vận tốc của dòng chảy rối được biểu diễn trên hình sau:
  • 21. 13 Hình1.2: mặt phân bố vận tốc trong dòng chảy rối : 1-lớp phân tầng biên, 2-hạt parafin, 3- tâm dòng chảy, 4- thành ống. Hạt parafin có thể bám chắt vào thành ống trong điều kiện nó nhận được một năng lượng đủ lớn để xuyên qua lớp phân tầng biên có độ dày 𝛿. Độ dày lớp bien 𝛿 có thể được xác định theo công thức: 34* Re D    (1.15) Khi số Reynold tăng 𝛿 giảm và sự xâm nhập hạt parafin đến thành ông dề dàng hơn. Mức độ lắng đọng parafin tàng tỉ lệ với sự tăng vận, tốc của dòng chảy. Thực tế cho thấy cường độ tạo parafin tăng cùng với việc tăng sản lượng của giếng (trong cùng đường kính ống và độ nhớt của dầu,hằng số Reynol tỷ lệ với sản lượng của giếng ), nhưng sự hình thành lớp parafin tăng có giới hạn. Khi vận tốc dòng tăng, ứng suất tiếp tuyến của chất lỏng lên thành ông tăng làm trôi lớp lắng đọng parafin. Úng suất tiếp tuyến tăng tỉ lệ (gần đúng) với bình phương vận tốc chất lỏng theo công thức (1.8). Trong chuyển động của dầu đã tách khí thì độ rối của dòng chảy tương đối nhỏ, do đó sự xâm nhập của các hạt parafin từ trung tâm dòng chảy qua lớp phân tầng biến trở nên khó khăn, khi đó ứng suất tiếp tuyến do dòng chảy tạo ra trên thành ống tăng rất nhanh. Kết quả là những hạt parafin xầm nhập đến thành ống bị rửa trôi và bề mặt ống không bị đóng parafin. Trong chuyển động của dầu đã tách khí thì độ rối của dòng chảy tương đối nhỏ, do đó sự xâm nhập của các hạt parafin từ trung tâm dòng chảy qua lớp phân
  • 22. 14 tầng biên trở nên khó khăn, khi đó ứng suất tiếp tuyến do dòng chảy tạo ra trên thành ống tăng rất nhanh. Kết quả là những hạt parafin xầm nhập đến thành ống bị rửa trôi và bề mặt ống không bị đóng parafin. Trong chuyển động của hỗn hợp dầu khí trong đường ống sẽ có một bức tranh khác. Trong vận chuyển hỗn hợp dầu-khí do sự giảm độ nhớt của hỗn hợp dầu khí và sự gia tăng vận tốc chuyển động, độ rối của dòng chảy tăng dáng kể, do đó quá trình xâm nhập của hạt parafin đến thành ống sẽ mạnh hơn. Ứng suất tiếp tuyến làm trôi, lớp đọng sẽ tăng chậm hơn trong trường hợp dòng chảy một pha, bởi vì tỉ trọng hỗn hợp (  /g) trong công thức giảm nhiều khi hàm lượng khí trong dầu tăng. Như vậy, trong điều kiện dòng hỗn hợp dầu khí lớp parafin lắng đọng trên thành ông không bị rửa trôi và thành ông bị đóng parafin.
  • 23. 15 CHƯƠNG 2: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ MỎ HST và HSD. 2.1.Giới thiệu bồn trũng Cửu Long. 2.1.1. Thông tin chung. Bồn trũng Cửu Long là bồn trũng trầm tích Đệ Tam mở rộng (bồng trũng dạng rift). Bồn trũng được hình thành do sự phun trào của Indochina dọc theo mảng Three Pagoda và đứt gãy Sông Hồng hình thành do sự va chạm giữa 2 mảng India và Eurasia trong thời kỳ Paleocene. Bồn trũng Cửu Long bao gồm các lô: 01, 01/97, 02, 02/97, 15-1, 15-2, 09.1, 09.2, 09.3, 16.1, 16.2 và 17 và có diện tích khoảng 25,000 km2 (hình 2.1). Đá móng trước Đệ Tam của bồn trũng chủ yếu là đá Magma được hình thành trong đới hút chìm trong giai đoạn Jura-Creta (hình2.2 ). Những đá Magma này có thành phần thay đổi trong khoảng từ đá trung tính Diorite đến đá axit Granite. Hình 2.1: Phân lô Bể Cửu Long & Lô 15-02/1
  • 24. 16 Quá trình Rift hình thành trong giai đoạn Eocene cùng với sự hình thành hệ thống đứt gãy Đông Tây và Bắc Nam, kết quả là hình thành nên các địa hào hẹp và bán địa hào cô lập. Và sau đó, chúng được lấp đầy bởi các trầm tích cuội kết sông suối . Trong suốt giai đoạn Oligocene, hiện tượng mở rộng xảy ra dọc theo hệ thống đứt gãy Đông Bắc –Tây Nam, điều này liên hệ với việc mở rộng đáy biển về phía Đông Việt Nam. Những hoạt động này làm thay đổi các hình thái trước đây liên kết tất cả các địa hào nhỏ do rift tạo thành một bồn trũng cô lập. Tuy nhiên, một vài khu vực địa lũy vẫn cao hơn mực nước và là nguồn cung cấp trầm tích trong giai đoạn Oligocene sớm, trong đó chủ yếu là trầm tích cát kết lắng đọng trong môi trường hỗn hợp phù sa – sông - hồ. Trong giai đoạn Oligocene muộn, chủ yếu là các tập trầm tích bùn kết và cát kết xen kẽ nhau. Chúng được hình thành từ các nguồn cung cấp vật liệu trầm tích rất khác nhau, từ trầm tích môi trường sông ở phía Tây Nam đến môi trường đầm hồ ở phía Đông Bắc của bồn trũng. Từ giai đoạn đầu của Oligocene muộn đến giai đoạn cuối của Oligocene sớm, do sự mở rộng của biển Đông Việt Nam, hệ thống đứt gãy trong bồn trũng tái hoạt động và kết hợp với hoạt động núi lửa rộng khắp bồn trũng. Sự tái hoạt động của đứt gãy là nguyên nhân gây ra sự nghiêng và sói mòn trầm tích lắng đọng trước đo (tập E, D). Kết thúc giai đoạn Oligocene, phần phía Bắc bồn trũng bị nén ép dẫn đến hình thành mặt cắt nghịch đảo trong Oligocene. Miocene sớm là giai đoạn sụp lún nhiệt và tiếp tục hình thành các đứt gãy nhỏ do trầm tích bồi lắng và những tác nhân nén ép khác. Trầm tích Miocene dưới bị xếp nếp và nằm phủ lên trên các cấu trúc ở bên dưới. Ở phía Đông Bắc bồn trũng bị ảnh hưởng bởi hoạt động biển tiến, trong khi đó, khu vực Tây Nam vẫn còn chịu ảnh hưởng của môi trường sông. Cuối Miocene sớm, trầm tích biển rất nhiều và phủ hầu như toàn bộ bồn trũng, điều này đã dẫn đến sự phát triển của tập sét dày Bạch Hổ Shale trong bồn trũng. Tập Bạch Hổ Shale này được xác nhận là đỉnh của tầng chắn khu vực trong bồn trũng. Mặt cắt trầm tích Miocene dưới có hình thái mịn dần lên trên là bằng chứng cho thấy sự gia tăng của mực nước biển trong suốt thời kỳ này. Tiếp theo trầm tích của tầng Bạch Hổ Shale, trong Miocene giữa, sự ảnh hưởng hoạt động của môi trường trầm tích sông tại khu vực Tây Nam bồn trũng đã
  • 25. 17 bị hạn chế, nhưng môi trường duyên hải ven biển vẫn còn tồn tại khá rộng ở phía Đông Bắc, điều này dẫn đến hình thành nên các tập cát kết dày xen kẽ với các lớp bùn kết mỏng. Từ giai đoạn Miocene muộn cho đến nay, bồn trũng Cửu Long vẫn luôn có sự kết nối với bồn trũng Nam Côn Sơn và Sông Mekông trở thành nguồn cung cấp vật liệu trầm tích chính cho cả 2 bồn trũng này. Phần lớn trầm tích hạt thô được lắng đọng trong điều kiện ven bờ ở phần phía Tây bồn trũng, còn trầm tích hạt mịn hơn trôi về phía vùng nước sâu hơn thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn. Trong bồn trũng Cửu Long có 3 đới triển vọng, gồm: đới móng, đới Oligocene (gồm các tập trầm tích F, E, D và C) và đới Miocene dưới (tập BI). Đới Miocene dưới thì phổ biến ở nơi cách xa vùng nước sâu, nơi mà chủ yếu là đới móng. Đá mẹ được xác định là đá phiến sét Oligocene môi trường đầm hồ thuộc tập trầm tích E và D. Ngoại trừ mỏ dầu Bạch Hổ ở giữa bồn trũng, ngày nay, phần phía Bắc và phía Tây-Tây Nam của bồn trũng Cửu Long cũng được cho là những khu vực thăm dò tiềm năng trong thời gian tới. Rất nhiều những phát hiện gần đây đã minh chứng cho sự tồn tại của một hệ thống dầu khí tốt và hiệu quả trong khu vực. Cấu tạo Sư Tử Trắng với lưu lượng 37 mmcf/d đã gợi ý về việc có những cấu tạo thiên về chứa khí có thể tồn tại trong khu vực này của bồn trũng. Nhưng những hiểu biết về vấn đề này còn rất ít. Những khu vực chủ yếu chứa khí có nguồn gốc từ nguồn đá mẹ quá trưởng thành gồm các phát hiện trong cấu tạo Sư Tử Trắng, Emerald và Phương Đông. Hiện tại, những phát hiện dầu trong cấu tạo Tê Giác Trắng và Sư Tử Nâu đã minh chứng về những tích tụ hydrocarbone với trữ lượng kinh tế vẫn còn tồn tại trong bồn trũng Cửu Long.
  • 26. 18 Hình 2.2: Bản đồ nóc móng Bể Cửu Long. 2.1.2. Cấu trúc. Hệ thống đứt gãy trong bồn trũng Cửu Long có thể chia thành 3 nhóm xu hướng chính dựa vào hướng gãy trượt: Đông Tây, Đông Bắc - Tây Nam và Bắc Nam. Còn những đứt gãy nhỏ còn lại thì theo những hướng khác nhau. Những hệ thống đứt gãy Đông Tây, Đông Bắc - Tây Nam và Bắc Nam là những đứt gãy quan trọng nhất ảnh hưởng đến cấu trúc móng và mặt cắt Oligocene. Bên cạnh đó, những đứt gãy nhỏ vẫn còn hoạt động trong giai đoạn Miocene dưới. Đá Magma được bắt gặp trong khá nhiều giếng khoan trong bồn trũng Cửu Long. Trong đó, Magma hoạt động tích cực nhất tại khu vực phía Bắc bồn trũng. Những đá Magma này gồm cả đá xâm nhập và đá phun trào. Bề dày của những đá Magma này thay đổi từ vài mét đến 250m, có những nơi còn lên đến 400m. Thành phần của đá Magma này gồm các loại đá hỗn hợp giữa andersite-basalt, đá andersite và đá basalt olivine. Cấu trúc đặc trưng của khu vực bồn trũng có thể chia thành 4 yếu tố cấu trúc chính như sau:
  • 27. 19 -Địa hào phía Bắc. -Địa hào phía Tây. -Địa hào phía Đông. -Dãy địa lũy Rồng - Bạch Hổ (đới nâng trung tâm) Những yếu tố cấu trúc này ít nhận thấy ở phần đỉnh Oligocene. Từ Miocene sớm cho đến Miocene giữa, bồn trũng chỉ là một vùng lõm. Từ Miocene muộn cho đến hiện tại, bồn trũng được liên kết hoàn toàn với bồn trũng Nam Côn Sơn. Tại địa hào phía Tây, cấu trúc đặc trưng chủ yếu là những đứt gãy theo hướng Tây Đông và những cấu trúc đào sâu về phía Đông. Địa hào phía Đông được tiêu biểu bởi một vùng lõm chính. Vùng lõm này được giới hạn về phía Bắc bởi hệ thống đứt gãy Rạng Đông, về phía Tây bởi hệ thống đứt gãy Bạch Hổ Đông và bị giới hạn về phía Đông bởi đới nâng Côn Sơn. Hệ thống đứt gãy theo hướng Tây Đông và Bắc Nam chiếm ưu thế trong khu vực này. Dãy địa lũy Rồng - Bạch Hổ ngăn cách địa hào phía Tây và địa hào phía Đông, nó còn được gọi với cái tên là đới nâng trung tâm. Đới nâng trung tâm này nối với đới nâng Côn Sơn về phía Nam, phát triển về phía Bắc-Đông Bắc, và bị giới hạn tại phía Bắc của mỏ Bạch Hổ. Tại khu vực phía Nam, các đứt gãy theo hướng Đông Tây và Bắc Nam (mỏ Rồng) và hệ thống đứt gãy theo hướng Đông Bắc-Tây Nam, Tây Đông ở khu vực phía Bắc (mỏ Bạch Hổ) là những hệ thống đứt gãy chính. Địa hào phía Bắc thì phức tạp hơn. Nó chiếm toàn bộ khu vực lô 15.1 và phần phía Tây của lô 01 và 02. Đặc điểm cấu trúc chính gồm những cấu trúc và đứt gãy kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam. Cấu trúc theo hướng Tây Đông thì ít phổ biến, nhất là những khu vực ở phía Đông và Đông Bắc. 2.1.3. Sự tiến triển của bể. Bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng dạng rift, được hình thành do quá trình hoạt động kiến tạo khu vực. Quá trình phát triển của bồn trũng được chia thành 3 thời kỳ chính: Tiền rift: Giai đoạn tiền rift đã hình thành nên móng trước Đệ Tam. Nó gồm chủ yếu đá granite và đá núi lửa. Điều này đã được nhận thấy tại phần đất liền
  • 28. 20 Nam Việt Nam và phần dưới của trầm tích Cenozoic trong bồn trũng Cửu Long. Móng trước Đệ Tam trong bồn trũng Cửu Long có thành phần hầu hết là các đá Magma được hình thành trong đới hút chìm trong suốt thời kỳ Jura-Creta. Những đá Magma này là hỗn hợp nhiều thành phần từ trung tính (Diorite) đến axit (Granite). Đồng rift: Quá trình rift hình thành trong giai đoạn Eocene cùng với sự hình thành hệ thống đứt gãy Đông Tây và Bắc Nam. Kết quả là hình thành nên các địa hào hẹp và bán địa hào cô lập. Những kiểu địa hào này sau đó được lấp đầy bởi trầm tích sông suối. Trong suốt thời kỳ Oligocene, hoạt động mở rộng tiếp tục diễn ra dọc theo hệ thống đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam. Hoạt động này cũng liên hệ với việc mở rộng biển Đông Việt Nam. Những hoạt động này làm thay đổi các hình thái trước đây liên kết với tất cả các địa hào nhỏ do rift tạo thành một bồn trũng cô lập. Tuy nhiên, một vài khối địa lũy vẫn cao hơn mực nước biển. Nguồn cung cấp trầm tích diễn ra trong suốt Miocene sớm, kết quả là trầm tích cát kết chiếm chủ yếu. Những tập cát kết này được lắng đọng trong môi trường hỗn hợp giữa sông bồi tích - sông suối - đầm hồ. Nguồn trầm tích Oligocene muộn thì từ nhiều nguồn khác nhau hình thành nên chủ yếu những tập bùn kết nằm xen kẽ với một số tập cát kết. Môi trường trầm tích gồm có môi trường sông ở phía Tây Nam bồn trũng và đầm hồ ở phía Đông Bắc. Từ cuối Oligocene sớm cho đến đầu Oligocene muộn, do sự mở rộng của biển Đông Việt Nam, hệ thống đứt gãy trong bồn trũng Cửu Long tái hoạt động là nguyên nhân gây ra hoạt động núi lửa mạnh mẽ trong toàn bồn trũng. Sự tái hoạt động của đứt gãy khiến cho những trầm tích lắng đọng trước đó (trầm tích tập F, E và D) bị nghiêng và bị sói mòn mang tính khu vực. Cuối giai đoạn Oligocene, phía Bắc bồn trũng bị nén ép và hình thành các mặt cắt Oligocene nghịch đảo. Sau Rift: Giai đoạn Miocene sớm là thời kỳ sụp lún nhiệt. Vẫn còn hình thành những đứt gãy nhỏ do trầm tích trầm lắng liên tục và các hoạt động nén ép khác. Những trầm tích Miocene dưới bị xếp nếp và phủ lên trên những cấu trúc bên dưới. Hoạt động biển tiến ảnh hưởng đến phần phía Đông Bắc bồn trũng, trong khi ở khu vực phía Tây Nam bồn trũng vẫn còn chịu tác động của hoạt động sông bồi tích. Hai sự kiện nổi bật trong giai đoạn là sự hình thành những tầng đánh dấu rõ ràng (stratigraphic markers) và đỉnh tầng chắn khu vực là tập sét Rotalia được hình
  • 29. 21 thành do sự mở rộng của đá phiến sét môi trường biển và bên trong lớp đá núi lửa tại mặt cắt trầm tích Miocene dưới. Mặt cắt trầm tích Miocene dưới có hình thái mịn dần lên trên là bằng chứng cho thấy sự gia tăng của mực nước biển trong suốt giai đoạn này. Trước khi tập sét Rotalia được hình thành, trong suốt giai đoạn Miocene giữa, điều kiện môi trường sông đã được tái thiết lập ở phía Tây Nam của bồn trũng, còn tại khu vực Đông Bắc thuộc bồn trũng thì môi trường lắng đọng ven biển đóng vai trò quyết định. Trong những môi trường lắng đọng trầm tích trên thì cát kết với bề dày đáng kể chiếm đa số và đôi chỗ có sự xen kẽ với các lớp bùn kết mỏng. Từ Miocene muộn cho đến nay, bồn trũng Cửu Long vẫn luôn có sự kết nối với bồn trũng Nam Côn Sơn và Sông Mekông trở thành nguồn cung cấp vật liệu trầm tích chính cho cả 2 bồn trũng này. Phần lớn trầm tích hạt thô được lắng đọng trong điều kiện ven bờ ở phần phía Tây bồn trũng, còn trầm tích hạt mịn hơn trôi về phía vùng nước sâu hơn thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn. 2.2.Sơ lược tổng quan mỏ HST và HSD. 2.2.1. Đặc điểm địa tầng. Đặc điểm địa tầng của bồn trũng Cửu Long được phân chia thành 2 nhóm thạch học chính, gồm: móng granite trước Đệ Tam và trầm tích mảnh vụn Đệ Tam. Đặc điểm địa tầng ở 2 mỏ HST và HSĐ được tóm tắt như sau: -Miocene giữa - Đệ Tứ Hệ tầng Biển Đông, Đông Nai và Côn Sơn (tập trầm tích A, BIII và BII) Trầm tích tập A là hỗn hợp của cát kết và sét kết, thường xen kẽ với những lớp đá vôi và những lớp than mỏng gần mặt đáy. Mặt cắt này có nhiều hóa thạch, đó có thể là kết quả của phát triển phiến sét cục bộ. Trầm tích tập BIII bao gồm cát kết xen kẽ với sét kết, những mạch dolomite nhỏ và những lớp than mỏng. Bề dày của BIII khoảng 550m. Trầm tích BII gồm trầm tích cát kết hạt từ mịn đến thô (đôi chỗ có sự hiện diện của dolomite) có xen kẹp với các lớp sét kết, những mạch dolomite nhỏ và những lớp than mỏng. Bề dày của tập BII trong khoảng 750m. Từ trầm tích tập A đến BII được cho là địa tầng được hình thành trong giai đoạn sau rift, và chúng được lắng đọng trong môi trường biển nông hướng về phía
  • 30. 22 đỉnh của thành hệ Bạch Hổ trên. Dầu đã được phát hiện trong tập BII trong mỏ Đông Đô của Lam Sơn JOC. -Miocene dưới - Hệ tầng Bạch Hổ (Tập BI) Nằm dưới tập trầm tích BII là hệ tầng Bạch Hổ (trầm tích tập BI). Tập BI gồm có những tập sét kết, bột kết xen kẽ với những tập cát kết. Tập BI được chia thành mặt cắt trên và dưới.Bề dày của hệ tầng Bạch Hổ này trong khoảng 650m. Mặt cắt trên là Bạch Hổ Shale (sét Rotalia), nó nằm ở phần đỉnh của hệ tầng và hầu hết có thành phần là sét kết. Trong khi đó, phần mặt cắt dưới lại là sự xen kẹp của những lớp cát kết, bột kết và cát kết. Nhìn chung, thành phần của Bạch Hổ Shale gồm sét kết màu xám xanh từ sáng đến tối, độ cứng trung bình, cấu trúc dẹt và phân lớp, thỉnh thoảng một số chỗ bị bao phủ bởi bùn và đá vôi, hình thành một tầng chắn rất tốt. Các lớp cát kết xen kẽ xuất hiện khá nhiều ở khu vực gần đáy của Bạch Hổ Shale. Mặt cắt dưới của tập trầm tích BI được đặc trưng bởi những đoạn cát kết lớn và xen kẹp với những lớp bột kết và bùn kết mỏng màu lục. Những tập cát này có kích thước hạt từ mịn đến trung bình và đôi khi là rất thô và ở một vài khu vực cục bộ là những hạt nhỏ, càng xuống sâu thì hầu như là những hạt từ trung bình đến thô. -Oligocene trên - Hệ tầng Trà Tân trên (tập C) Tại đỉnh của tập C được đánh dấu bởi sự hiện diện của những lớp sét kết giàu vật liệu hữu cơ màu nâu đen. Những lớp sét này là một trong những đá sinh dầu chính của bồn trũng Cửu Long. Bên cạnh đó, đá phiến sét môi trường đầm hồ của tập D cũng là một trong số đó. Bề dày của tập trầm tích này vài trăm m đã được kiểm chứng bằng kết quả khoan. Tập trầm tích này gồm có các lớp cát kết, sét kết, một lượng nhỏ bột kết và những lớp đá vôi mỏng, đôi chỗ cũng bắt gặp than và sét than nhưng rất hiếm. Tập C được lắng đọng trong môi trường từ song - châu thổ cho đến môi trường đầm hồ. -Oligocen trên - Hệ tầng Trà Tân giữa (tập D) Trầm tích tập D gồm chủ yếu những lớp sét kết giàu vật chất hữu cơ màu nâu đen, nằm xen kẹp với những lớp bột kết, đá vôi mỏng và đôi chỗ là than nhưng khá hiếm. Tập D không chỉ là tầng đá mẹ chính mà còn được xem như là tầng chắn chính cho những vỉa chứa là đá móng nứt nẻ trong bồn trũng Cửu Long. Những trầm tích này được trầm lắng trong môi trường đầm hồ. Bề dày của hệ tầng này xấp xỉ 600m và cũng đã được chứng thực qua giếng khoan.
  • 31. 23 -Oligocene dưới - Hệ tầng Trà Tân dưới (tập E) Tập E này nằm dưới tập trầm tích D và nó được phân biệt nhờ vào sự hiện diện của lớp bột kết dày tại đỉnh của hệ tầng. Trong khi đó, tại phần đáy của hệ tầng chủ yếu là hạt thô đến cuội kết. -Móng trước Đệ Tam Móng trước Đệ Tam gồm chủ yếu là đá granite chứa những mạch thạch anh nhỏ và thỉnh thoảng bị xuyên cắt bởi thể tường. Phần trên cùng của móng đã bị phong hóa trên diện rộng với những lớp phong hoá thay đổi trong phạm vi chục m. Phần dưới là granite tươi, gồm đa số là thạch anh, feldspar kali, Plagioclase, một ít mica và những khoáng vật thứ sinh (khoáng vật sét, chlorite, zeolite và calcite), thành phần này thuộc loại rất cứng và có những hạt biotite màu xanh olui đen bóng láng. Đá granite này bị nứt nẻ cao, hiện tại những nứt nẻ này được suy luận là nhờ vào những dập vỡ bất thường trong quá trình khoan và do hiện tượng mất dung dịch xảy ra sau đó trong thành hệ giếng khoan. 2.2.2. Cấu trúc mỏ HST và HSD. 2.2.2.1. Mỏ HST. Đối tượng của mỏ Hai Su Trang là trầm tích Miocence dưới và Oliocene trên. Mỏ HST Hình thành theo hướng Đông Tây với cấu trúc đứt gãy nghiêng. Có hiện tượng đảo ngược hướng dốc xảy ra trong khu vực cánh sụt, đây cũng là nơi có cấu trúc khép kín 4 chiều tại đỉnh của cấu tạo. và những khu vực lân cận thì có cấu trúc khép kín 2 chiều tựa vào đứt gãy. Cấu trúc của HST cho thấy có tiềm năng trong những vỉa chứa xếp chồng lên nhau trong Miocene dưới và Oligocene trên. Tầng Diện tích khu vực khép kín 4 chiều (km2) Đỉnh cấu tạo (mTVDSS) Đường contour thấp nhất của cấu tạo 4 chiếu (mTVDss) Bề dày thẳng đứng (m) ILHB 5.1 1.16 2468 2483 15 ILBH 5.2 1.9 2559 2582 23 Olig. C 1.43 2818 2842 24 Bảng 2.1: thông số cấu trúc của mỏ HST.
  • 32. 24 Bẫy cấu trúc dựa vào đứt gãy tại cánh nâng của cấu tạo HST cho thấy đây là khu vực tập trung những vỉa chứa dầu. Bẫy chứa dầu tại cánh nâng đứt gãy của đứt gãy sụt. Bẫy này được hình thành nơi mà cường độ các đứt gãy đủ lớn để đảo ngược và tạo ra các đứt gãy xoay với khu vực trũng. Cơ chế hình thành bẫy trong mỏ HSD khá đơn giản. Tất cả các vỉa chứa đều liên quan tới đứt gãy HST. Và trong tất cả các trường hợp, các vỉa chứa trong cấu trúc khép kín 4 chiều đều phát hiện có dầu. Nhiều ranh giới dầu nước (oil water contact) trong giếng sidetrack -2 đều phù hợp với điểm tràn cấu tạo. Những vỉa chứa cát kết xếp nếp trên cấu trúc khép kín 4 chiều được hình thành bên cánh sụt của đứt gãy HST, hoặc đó có thể có những lớp phủ liên quan đến điều kiện lắng đọng tại môi trường cửa sông và cơ chế tạo bẫy trong những vỉa cát này được trông đợi là có cấu trúc khép kín 4 chiều. Các chỉ số về áp suất cho thấy không có sự liên thông giũa các đứt gãy HST. 2.2.2.2. Mỏ HSD. Nhìn chung, cấu trúc của HSD là nếp lồi phủ lên trên khối móng cao bán địa lũy đã tồn tại trước đó. Tại tất cả các tầng, cấu trúc có xu hướng kéo dài nhẹ dọc theo hướng Đông Bắc - Tây Nam. Tại tầng Miocene dưới và Oligocene, cấu tạo triển vọng bị cắt ngang qua bởi các đứt gãy Đông Tây, Tây Bắc-Đông Nam và Đông Bắc-Đông Nam, Đây là nguyên nhân hình thành những vách ngăn. Cấu trúc móng của HSD có thể được phân chia thành 7 khối cấu trúc đã được đánh dấu theo tự tự ABC từ phía Tây Nam sang phía Đông Bắc hoặc từ khối A sang khối G .Việc phân chia những khối này đã được xác định, đây là những nơi mà cấu trúc khép kín trên đỉnh của bề mặt móng và được kết hợp với việc minh giải đứt gãy khép kín trong chính những tầng móng này. Do đá móng granite nứt nẻ là đối tượng chứa chính trong cấu tạo HSD, do đó, việc minh giải đứt gãy trong móng đã được thực hiện cẩn trọng và chi tiết tối đa. Cơ chế dịch chuyển đứt gãy, góc phương vị đường phương, góc phương vị hướng dốc và góc dốc của từng đứt gãy đã được đo lường. Những hệ thống đứt gãy đã được chia thành 4 nhóm chính theo hướng Đông Tây, Tây Bắc-Đông Nam, Đông Bắc-Tây Nam và Tây Tây Bắc-Đông Đông Nam. Trong đó, nhóm đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam là hệ thống đứt gãy chính ảnh hưởng đến cấu trúc hình dáng và nhóm đứt gãy này cũng cung cấp những ranh giới đứt gãy chính. Vì thế, nhóm
  • 33. 25 đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam này cũng đã chia cấu trúc thành những khu vực khác nhau. Hầu hết những đứt gãy này xuyên cắt qua hoặc chúng bị những hệ thống đứt gãy khác cắt qua và những hoạt động này vẫn còn tiếp diễn trong Miocene sớm. Đặc trưng cấu trúc của mỗi tầng được mô tả chi tiết như sau: -Tầng BI 5.2 Tầng BI 5.2 (Miocene sớm 5.2) tựa vào 2 đứt gãy lớn như là khối B ở vùng trung tâm và khối D ở khu vực Đông Bắc cấu tạo HSD. Khu vực khép kín lớn nhất và bề dày thẳng đứng (vertical relief) lớn nhất theo thứ tự là 6.0 km2 và 35. m đối với khối B và 2.5 km2 và 35 m đối với khối D. Đứt gãy hướng Đông Tây chia khối B thành 3 cấu tạo nhỏ tựa vào đứt gãy, trong khi khối B bị đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam chia thành 2 cấu tạo nhỏ tựa vào đứt gãy. -Đỉnh tầng C Tại đỉnh tập C có diện tích cấu trúc khép kín tựa vào đứt gãy là 4.0 km2 với bề dày thẳng đứng là 60 m ở phía Đông Bắc (khối D), trong khi tại khu vực trung tâm (khối B) thì diện tích khép kín cấu trúc tựa vào đứt gãy khác là 3.7 km2 với bề dày thẳng đứng là 35 m. Ở tầng này, hệ thống đứt gãy hướng Đông Tây và Đông Bắc - Tây Nam ngăn chia cấu trúc thành những cấu trúc nhỏ. -Đỉnh tầng E Tại đỉnh tập E này tựa vào đứt gãy lớn và có cấu trúc vát nhọn khép kín với diện tích 39.6 km2 và 1100 m bề dày thẳng đứng kéo dài từ phần cấu trúc ở trung tâm đến phía Tây Nam (phủ lên cả phần móng khối A và B). Cấu trúc này bị ngăn chia mạnh mẽ bởi đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam. Tại khối B của cấu trúc tựa vào đứt gãy khác và có diện tích 6.8 km2 với bề dày thẳng đứng lên tới 300 m. -Móng granite trước Đệ Tam . Cấu trúc móng của HSD kéo theo phương Đông Bắc-Tây Nam, dài khoảng 17 km và rộng 4.5 km. Độ sâu của đỉnh móng thay đổi trong khoảng 2925 đến 3300 mSS với đỉnh của cấu trúc tương tự như trong giếng khoan HSD-1X. Bề dày thẳng đứng của cấu trúc xấp xỉ 1125 m và có diện tích khoảng 63.5 km2 . Bản đồ cấu trúc tầng móng của HSD bị chi phối bởi khối đứt gãy nghiêng hướng Đông Bắc-Tây Nam hình thành trong giai đoạn sớm của tạo rift và được giới hạn bởi những đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam dọc theo rìa phía Đông Bắc và Tây Nam.
  • 34. 26 Đường phương và góc dốc trong cấu trúc HSD được thể hiện trên các tầng minh giải địa chấn có liên kết với tài liệu giếng khoan và thể hiện được liên hệ với những cấu trúc triển vọng trong móng nằm phủ lên các tầng cát kết Miocene/Oligocene. Cấu trúc của HSD có thể được chia thành 7 khối cấu trúc nhỏ. Hầu như toàn bộ khối phía Tây được kí hiệu là A và được đánh dấu theo thứ tự ABC từ Tây sang Đông hoặc từ khối A sang khối F. Trong 7 khối cấu trúc móng này, khối G nằm tại vị trí thấp của cấu tạo. Vị trí này nằm ở phía Đông của vùng móng nhô cao trong HSD nhưng khối G vẫn được xem như là một phần của cấu trúc. Đường phương trong HSD thể hiện cách ngăn chia cấu trúc này . Việc phân chia những khối này đã được xác định, đây là những nơi mà cấu trúc khép kín trên đỉnh của bề mặt móng và được kết hợp với việc minh giải đứt gãy khép kín trong chính những tầng móng này. Móng granite nứt nẻ là đối tượng chính trong mỏ HSD, do đó, việc minh giải đứt gãy phải được thực hiện cẩn thận và phải minh giải thật chi tiết nhất có thể. Việc minh giải này gồm có 2 giai đoạn. Đầu tiên phải xác định mối tương quan giữa những đứt gãy và các nguyên nhân gây ra sự dịch chuyển trong cấu trúc móng (đỉnh móng). Sau cùng là tìm mối liên kết các đứt gãy trong tầng móng. Cơ chế dịch chuyển của từng đứt gãy được đo lường và xác định. Tổng quan về từng đứt gãy trong cấu trúc HSD và sự phát triển của chúng thành từng nhóm đứt gãy khác .Hầu hết những đứt gãy này cắt qua các nhóm đứt gãy và hoạt động này vẫn còn tiếp tục đến tận Miocene sớm, đây cũng là giai đoạn đỉnh của tạo dầu, giai đoạn mở rộng và di cư trong bồn trũng Cửu Long.
  • 35. 27 Hình 2.3: Nóc móng 6 khối của mỏ HSD. Các nhóm đứt gãy chính được mô tả như sau:  Nhóm đứt gãy hướng Đông Tây: - Nhìn chung vĩ độ đường phương dốc về phía Bắc khoảng 50-70o - Có thể chia thành 2 nhóm nhỏ: (1) cơ chế dịch chuyển về bên phải trong khu vực có chuyển động ngịch đảo, (2) có cơ chể dịch chuyển bình thường (chủ yếu trong khối D và E). Cả 2 nhóm này đều có thể nhận biệt dễ dàng trên bản đồ. - Nhóm (1) hình thành trong pha kiến tạo D3.2 và tái hoạt động trong pha D3.4 (D3.4.1), trong khi nhóm (2) hình thành sau pha D 3.4.1 và có thể tái hoạt động trong pha D3.6 (HST). - Những đới sản phẩm quan trọng (đã được xác minh bởi giếng HSD-1X) + Liên kết giếng (D3.2) + Những nứt nẻ hở rộng (D3.4)  Nhóm đứt gãy hướng Tây Bắc- Đông Nam - Đường phương khoảng 290o , góc dốc rất lớn lên đến 60o .
  • 36. 28 - Cơ chế dịch chuyển bình thường là cơ chế chính. - Hình thành trong pha kiến tạo D3.2 là giai đoạn mở rộng đứt gãy (cùng với giai đoạn nứt nẻ mạnh trong khu vực) và có thể tái hoạt động trong quá khứ trong pha D3.4. - Xuyên qua những khoảng chứa sản phẩm tốt.  Nhóm đứt gãy hướng Đông Bắc-Tây Nam - Đường phương thay đổi trong khoảng 30-70o , góc dốc 35-55o . - Gồm 2 nhóm nhỏ: (1) có cơ chế dịch chuyển nghịch đảo và (2) có cơ chế dịch chuyển bình thường (tập trung chủ yếu tại khu vực phía Tây của cấu trúc). - Pha hoạt động phức tạp. Ban đầu hình thành trong pha kiến tạo D3.1 hoặc trong giai đoạn trước đó và tái hoạt động trong nhiều pha với nhiều cơ chế dịch chuyển khác nhau. Nên rất khó để khôi phục lại cấu trúc. - Nếu những đứt gãy này liên hệ với pha tách giãn thì có thể bị lấp đầy bởi đá Magma, và nếu liên hệ với pha nén ép thì chúng là bằng chứng chính xác cho những khu vực “pop-up”.  Nhóm đứt gãy hướng Tây Tây Bắc- Đông Đông Nam - Đường phương khoảng 330o , góc dốc rất lớn. - Cơ chế dịch chuyển nghịch đảo là chủ yếu. - Có thể ghép chung với nhóm Đông Tây thành nhóm khu vực dịch chuyển nghịch đảo. - Được hình thành trước pha kiến tạo D3.1 và được tái hoạt động trong những pha sau đó, có thể là kết quả trong suốt pha đóng D3.4.1. Dựa trên những đặc tính đã xác định của các đứt gãy được minh giải trên (có thể quan sát từ dữ liệu địa chấn 3D), chế độ nén ép có thể được phục hồi và những hệ thống đứt gãy có thể được dự đoán.
  • 37. 29 2.3.Tính chất chất lưu tại mỏ HST và HSD. 2.3.1. Một số tính chất của chất lưu tại HSD và HST. 2.3.1.1. Mỏ HSD. Thông số Giá trị Đề nghị Hàm lượng Parafin (%wt) 0.45 Không có vấn đề về Parafin. Hàm lượng chất lắng đọng (%wt) 23.6 Bơm chất PPD theo yêu cầu để giảm điểm Đông đặc, độ nhớt và giới hạn chảy. Điểm đông đặc (o C) 29-35 Nhiệt độ xuất hiện lắng đọng WAT (o C) 52 Tốc độ lắng đọng tại 20 o C (kg/m2/ngày) 62.74 Độ nhớt tại 50 o C (cSt) Độ nhớt tại70 o C (cSt) 5.51 3.72 Bảng 2.2: tính chất chất lưu của mỏ HSD liên quan đến parafin. 2.3.1.2. Mỏ HST. Thông số Giá trị Đề nghị Hàm lượng Parafin (%wt) 0.13 Không có vấn đề về Parafin. Hàm lượng chất lắng đọng (%wt) 15.6 Bơm chất PPD theo yêu cầu để giảm điểm nóng chảy, độ nhớt và giới hạn chảy. Điểm nóng chảy (o C) 24-27 Nhiệt độ tạo lắng đọng (o C) 31 Tốc độ lắng đọng @20 o C (kg/m2/day) 14.85 Độ nhớt tại 50 o C (cSt) Độ nhớt tại 70 o C (cSt) 4.51 3.15 Bảng 2.3: tính chất của chất lưu của mỏ HST liên quan đến parafin. Qua đây có thể thấy dầu thô tại mỏ HSD so với mỏ HST thì dầu thô tại mỏ HSD có hàm lượng parafin khá cao, nhiệt độ xuất hiện kết tinh lắng đọng parafin cũng rất cao, độ nhớt của dầu thô ở 70 o C và 50 o C cũng rất cao.
  • 38. 30 2.3.2. Thành phần dầu mỏ của mỏ HSD và HST. 2.3.2.1. Mỏ HSD. Bảng 2.4: thành phần chủ yếu của mỏ HSD. Thành phần Mol (%) Tỷ trọng (g/c3 ) Phân tử khối Methane 51.950 0.2997 16 Ethane 9.893 0.3562 30 Propane 6.737 0.5070 44 Iso-Butane 1.246 0.5629 58 N-Butane 2.922 0.5840 58 Nonanes 1.767 0.7640 121 Octanes 2.306 0.7450 107 2.3.2.2. Mỏ HST. Bảng 2.5: thành phần chủ yếu của mỏ HST. Thành phần Mol (%) Tỷ trọng (g/c3 ) Phân tử khối Methane 37.115 0.2997 16 Ethane 10.787 0.3562 30 Propane 10.074 0.5070 44 Iso-Butane 2.065 0.5629 58 N-Butane 4.163 0.5840 58
  • 39. 31 2.4.Mô hình tổng thể hệ thống thu gom từ mỏ HSD sang HST. Hình 2.4: Sơ đồ thu gom và phân phối từ tàu FPSO qua các mỏ. Nhìn vào sơ đồ ta có thể thấy, dầu thô từ HSD - HST với chiều dài đương ống lên đến 9,9km, sau đó từ HST đi qua TGT H1 với chiều dài 3,342km. sau đó dầu thô sẽ được chuyển từ TGT H1 đến tàu FPSO thông qua các cụm đầu ống. Tại tàu FPSO đóng vai trò như là một tàu thu gom. Sau đó tách sơ bộ (tách khí) để chuyển dầu sang tàu chứa và xuất khí sang mỏ Bạch Hổ.
  • 40. 32 CHƯƠNG 3. CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN. Hiện đã có rất nhiều dải pháp, mà việc lựa chọn phụ thuộc vào điều kiện cụ thể của từng mỏ, từng khu vực, các giải pháp truyền thống đó là: 3.1.Phương pháp trộn lẫn dầu nhiều parafin với các dung môi hoặc với dầu có độ nhớt thấp. Khi ta trộn lẫn hai loại dầu thô có thành phần parafin khác nhau, có tính chất dòng chảy khác nhau, sẽ được hỗn hợp có tình chất dòng chảy trung gian. Ứng dụng nguyên lý này, nhiều công ty dầu khí đã tiến hành các thực nghiệm và áp dụng để vận chuyển dầu thô có hàm lượng parafin cao, nhiệt độ đông đặc và độ nhớt lớn. Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều paraíỉn có thể sử dụng các chất hòa tan: condensat, xăng, dầu diezel hoặc đầu thô có độ nhớt thấp. Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiều parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dầu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp khi bơm chuyển như vậy sẽ làm giảm nhiệt độ đông đặc của hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định. Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trường hợp làm tăng khả năng lắng đọng parafin và asphanten trên thành ống và như vậy lại phải cần những biện pháp công nghệ hữu hiệu và những chi phí bổ sung để chống lắng đọng parafin và asphanten. Trước hết để đánh giá hiệu quả của phương pháp, cần phải xác định đúng độ nhớt của hồn hợp dầu với chất pha loãng và xác định được khả năng tăng công suất đường ống dẫn dầu hoặc giảm sự mất mát do ma sát khi bơm chuyển khối lượng hỗn hợp đã cho Để xác định độ nhớt của hỗn hợp dầu với chất pha loãng sử dụng công thức M.M.Cusakov: ac hh d e  (3.1)
  • 41. 33 Trong đó: hh , d - là độ nhớt tuyệt đối của hỗn hợp và của của dầu. a: hằng số, c: nồng độ chất pha loãng. Từ biểu thức (3.1) có thể thấy khí c=0 thì hh = d . Tuy nhiên, khi trộn dầu với những chất pha loãng không nhất thiết phải tính toán độ nhớt hỗn hợp cho cả dải nồng độ từ 0 đến 1, Theo qui tắc, nồng độ chất pha loãng c < 0.5 là đủ dể xử lý dầu có độ nhớt cao có thể vận chuyển theo đường ống. Ngoài ra một trong những giá trị độ nhớt còn có thể xác định được theo công thức của Valter: lglg( ) (1 ).lglg( ) .lglg( )hh d pn k n k n        (3.2) Trong đó : hh , d , p lầ lượt là độ nhớt của hỗn hơp, của dầu và của chất pha loãng. k - nồng độ trọng lượng của chất pha loãng tính theo phần đơn vị; n 0.6 - hằng số. Công thức (3.1) cho phép đánh giá trực tiếp hiệu quả pha loãng dầu có độ nhớt cao, và đó chính là hiệu quả của phương pháp. Tổn hao áp lực Hd khi vận chuyển dầu nhớt có thể viết dưới dạng 2 5 . . . m m d d d m Q L H g D      (3.3) Trong đó: dQ - lưu lượng dầu có độ nhớt cao. Đối với hỗn hợp: 2 5 . . . . m m acm d hh hh m Q e L H g D      (3.4) Khi vận chuyển dầu và hỗn hợp của nó với chất pha loãng diễn ra trong điều kiện không thay đổi chế độ dòng chảy, mối quan hê giữa các lưu lượng sẽ được xác định theo công thức. 2 acm m hh d dQ e Q Q    (3.5)
  • 42. 34 Khi dòng chảy ở chế độ chảy tầng  = ac e , khi dòng chảy ở chế độ chảy rối (m=0.25) 0,143ac e   . Từ các biểu thức (3.3) và (3.4) theo lưu lượng và so sánh các kết quả chúng ta thu được mối quan hệ giữa các tổn hao áp lực: . . .acm hh d dH e H H  (3.6) Trong thực tế ở chế độ chảy tầng ac e  và ở chế độ chảy rối 0,25ac e  . Trên hình 3.1 là đồ thị phụ thuộc c  và c  ở chế độ dòng chảy rối. Hình 3.1: quan hệ phụ thuộc của hệ số  và  vào nồng độ của chất phụ gia . (1-a=3.4,2-a=4.2,3-a=5,4-a=5.8) Có khả năng xảy ra trường hợp, khi chưa pha loãng dầu chuyển động theo đường ống ở chế độ phân tầng, ngược lại sau pha loãng chế độ dòng chảy chuyển sang chế độ chảy rối. Đối với trường hợp này biểu thức (3.7) có dạng: 0.43 0.57 18,6. ) .hh d dQ Q (3.7) Từ công thức (3.4) thấy rằng, khí tăng nồng độ pha loãng có nghĩa là tăng thể tích bơm của hỗn hợp sẽ dẫn đến sự gia tăng tổn hao áp lực. Nhưng ngược lại giảm độ nhớt, sẽ dẫn đến giảm tổn hao áp lực. Có thể tìm được nồng độ pha loãng tối ưu tương ứng với giá trị cực tiểu Hdd nếu lấy đạo hàm biểu thức (3.4) theo c và cho nó bằng 0 Khi thay thế vào biểu thức (3.4) giá trị / (1 )hh dQ Q c  . (3.8 )
  • 43. 35 Thực hiện theo cách trên ta có 1 (2 ) /tuC m am   (3.9) Những công thức trên cho phép xác định khả năng nâng công suất đường ống dẫn dầu khi trộn dầu với chất pha loãng, ngoài ra còn cho phép chọn giá trị nồng độ tối ưu của chất pha loãng bảo đảm tổn hao áp lực là tối thiểu. 3.2.Phương pháp bơm chuyển dầu nóng. Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là phương pháp phổ biến nhất dể vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vận chuyển nóng. Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo đường ống. Tiêu hao năng lượng dể vận chuyển chất lỏng theo đường ống tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vận chuyển chất lỏng phi Newton cần tiêu hao một nàng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và để thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn o . Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất trượt tĩnh của chất lỏng: ( / 2 ) tpR L   (3.10) Ngoài ra, sau khi đã khôi phục được chuyển động của chất lỏng trong đường ống và xác lập được điều kiện bơm ổn định, áp suất bơm phải đủ lớn để thắng được lực của độ nhớt. Áp suất sẽ lớn đáng kể so với trường hợp bơm chuyển chất lỏng Newton khi hiện hữu ứng suất dịch chuyển giới hạn o . Từ biểu thức của độ nhớt hiệu dụng ta có: / ( . ) / .y o         (3.11) Độ nhớt hiệu dụng phụ thuộc rất nhiều vào vận tốc dịch chuyển  Trên Hình .3.2 biểu diễn quan hệ phụ thuộc của độ nhớt hiệu dụng của dầu mỏ vào nhiệt độ ở những vận tốc dịch chuyển khác nhau. Đường cong dựng đứng hơn ( y -t) tương ứng với vận tốc dịch chuyển nhỏ.
  • 44. 36 Hình 3.2. tương quan giữa độ nhớt hiệu dụng của dầu và nhiệt độ, vận tốc dịch chuyển. Ta có những nhận xét sau về phân tích đồ thị ( y t  ) - Độ nhớt hiệu dụng tăng nhanh khi vận tốc dịch chuyển giảm ở những nhiệt độ của dầu mà tại đó cấu trúc được hình thành; Điều này có ảnh hưởng xấu đến quá trình khởi động đường ống dẫn dầu bởi vì độ nhớt tăng cao gây khó khăn trong việc chuyển sang chế độ ổn định. - Khi được gia nhiệt, tính chất phi Newton của dầu mất đi, và tương quan của độ nhớt hiệu dụng và vận tốc dịch chuyển cũng giảm; ở nhiệt độ tương ứng với điểm gặp của hai đường cong 1-3 chất lỏng mang tính Newton; độ nhớt của chất lỏng được gia nhiệt không phụ thuộc vào vận tốc dịch chuyển. Từ những điều nêu trên có thể rút Ta được bản chất của phương pháp vận chuyển dầu nóng. Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động không kinh tế. Trong những trường hợp đó, vấn đề áp dụng máy bơm: piston, rotor hoặc xoắn sẽ được xem xét. Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng. Khác với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi
  • 45. 37 nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đại lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu ở cuối đường ông. Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể bảo đảm nhờ vào: 1) sử dụng biện pháp cách nhiệt; 2) đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các đường ống khác (đường ống dẫn hơi nước, đường ông nước nóng, v.v„.); 3) đặt đường ống trong đường hầm sưởi; 4) gia nhiệt cho thành ống bằng điện nhờ những dây nung mềm hoặc vào hiệu ứng skin. Việc chọn nhiệt độ gia nhiệt cho chất lỏng ở những điều kiện bơm cụ thể được xác định trên cơ sở hiệu quả kinh tế-kỹ thuật và có tính đến việc giảm thiểu tiêu hao năng lượng cho việc gia nhiệt và bơm dầu. Một số phương pháp gia nhiệt sau: 3.2.1. Gia nhiệt bằng trạm. Nếu chỉ đơn thuần chỉ sử dụng việc gia nhiệt bằng trạm, quá trình trao đổi nhiệt với môi trường là rất lớn, chẳng bao lâu sau khi vận chuyển dầu sẽ đạt đến nhiệt độ đông đặc. Việc bố trí các trạm gia nhiệt là một vấn đề, đối với dầu khí Việt Nam nói chung, hai mỏ HST và HSD thì việc thiết kế các trạm gia nhiệt là khó khăn, bởi vì đường ống dẫn dầu đi sâu dưới đáy biển. Cho nên công việc này là khó có thể thực hiện. 3.2.2. Gia nhiệt bằng đường ống. Có thể dùng hơi nóng, nướng nóng hoặc dùng điện để gia nhiệt cho đường ống. Ta có thể chọn các phương thức sau. Hình 3.3: các hình thức gia nhiệt cho đường ống lớp cách nhiệt dầu hơi nóng
  • 46. 38  Nhận xét. Giải pháp này đòi hỏi vốn đầu tư xây dựng ban đầu là rất lớn (lớp cách nhiệt), đồng thời chi phí vận hành (bao gồm bơm và năng lượng nhiệt) cũng không nhỏ. Mặt khác do tiếp xúc với môi trường có nhiệt độ thấp cho cả tuyến đường ống sẽ làm tổn thất nhiệt rất lớn. giải pháp này chỉ thích hợp cho các đường ống chôn ở trong đất hoặc những đường ống trên bờ, khó có thể áp dụng được với điều kiện dầu khí của Việt Nam. Bởi vì hầu hết các tuyến ống của Việt Nam đểu chạy ngầm dưới đáy biển có nhiệt độ rất thấp. 3.2.3. Dùng trạm gia nhiệt kết hợp với bọc lớp cách nhiệt. Dầu sau khi gia nhiệt sẽ được vận chuyển trong đường ống có bọc lớp cách nhiệt. Polyarethane với tính chất cách nhiệt tố đã được sử dụng khá phổ biến trong đường ống dẫn dầu. Khi tăng chiều dày lớp cách nhiệt sẽ giảm được tổn hao do áp suất ma sát, bởi vì sẽ tránh được sự ngưng tụ của các thành phần có nhiệt độ kết tinh cao, đồng thời sẽ làm giảm quá trình tổn thất nhiệt ra môi trường xung quanh , nhất là ở điều kiện dầu khí Việt Nam, thì đây là một phương án khá khả quan với điều kiện môi trường nước biển lạnh và sâu. Đồng thời sẽ làm giảm được giá thành. Tuy nhiên, giá đầu tư ban đầu sẽ tăng lên rất nhiều. Để ước tính chiều dày tối thiểu, người ta chú ý hai thông số:  Chiều dày lớp cách nhiệt  giá đầu tư,  Năng lượng tiêu hao  giá vận hành. Dựa vào đó mà các công ty dầu khí có thể đưa ra tính toán hợp lý nhất phù hợp với điều kiện kinh tế cung như điều kiện tự nhiên tại vùng mỏ. 3.3. Phương pháp vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt. Khi làm lạnh dầu nhiều parafin tin cấu trúc tinh thể được hình thành và nổ làm cho dầu có tính chất của một vật thể rắn. Nồng độ parafín càng cao và kích thước những tinh thể tạo thành càng nhỏ thì độ bền của cấu trúc càng lớn. Nhiều nghiên cứu cho thấy tốc độ biến đổi nhiệt độ có thể biến đổi cấu trúc
  • 47. 39 của dầu thô và tính chất của nó. Kinh nghiệm vận chuyển dầu parafin đã chứng tỏ rằng, có thể giảm độ bền của cấu trúc các tinh thể và độ nhớt của dầu bằng phương pháp xử lý nhiệt. Xử lý nhiệt là quá trình gia nhiệt cho dầu đến một nhiệt độ xác định trên nhiệt độ nóng chảy của parafin, và sau đó làm lạnh nó ở những điều kiện mà cấu trúc tinh thể hình thành có độ bền thấp nhất. Quá trình làm lạnh này làm các hạt parafin sau khi tách ra không đủ thời gian kết hợp với các mầm tinh thể tồn tại sẵn trong dầu. Các hạt tinh thể do đó sẽ ngưng tụ hình thành các tinh thể hỗn tạp với nhiều kích thước khác nhau, mặt khác các mầm tinh thể lại bị các thành phần dựa asphalten có trong dầu bao phủ do đó làm giảm các lực liên kết giữa các tinh thể và mạng lưới không gian của tinh thể không được tăng cường. Quá trình này làm giảm đáng kể độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô. Tính lưu biến này có thể duy trì trong một thời gian đủ dài trong quá trình vận chuyển và dự trữ ở nhiệt độ thích hợp. Những yếu tố sau có ảnh hưởng lớn đến độ bền của cấu trúc tinh thể parafin sau khi xử lý nhiệt: Mức độ gia nhiệt, hàm lượng parafin rắn và chất nhựa asphalten trong dầu, tốc độ và những điều kiện làm lạnh (động hay tĩnh). Các công trình nghiên cứu cho phép tìm ra một loạt quy luật liên quan đến việc xử lý nhiệt như sau: - Xử lý dầu parafin có nhiệt độ đông đặc cao ở nhiệt độ 40-50°c (nhỏ hơn độ nóng chảy parafin) sẽ làm xấu đi đáng kể tính chất lưu biến của dầu mỏ. -Đối với dầu parafin tồn tại một nhiệt độ nhất định, mà tại đó hiệu suất xử lý nhiệt là lớn nhất. Nhiệt độ này bao giờ công lớn hơn nhiệt độ nóng chảy của parafín có trong dầu mỏ. -Tỷ lệ giữa hàm lượng parafin có trong dầu mỏ với tổng hàm lượng chất nhựa - Độ keo càng cao thì hiệu suất xử lý nhiệt càng thấp. -Điều kiện làm nguội dầu có ảnh hưởng lớn đến tính chất dầu mỏ đã xử lý nhiệt. Khi gia nhiệt cho dầu, những parafín rắn trong dầu bị nóng chảy, cho nên việc gia nhiệt cho dầu là bước chuẩn bị cần thiết để tiến hành các tác động có định hướng lên quá trình kết tinh parafin.