Tóm tắt

Kinh nghiệm phát triển các mỏ có trữ lượng vừa và nhỏ cho thấy phương án kết nối về các trung tâm xử lý hiện hữu sẽ cho hiệu quả kinh tế cao hơn so với các phương án kết nối các mỏ với nhau (để có thể dùng chung hệ thống thiết bị gọn nhẹ/chi phí thấp) hoặc phát triển độc lập. Nghiên cứu đảm bảo dòng chảy là một trong những nội dung quan trọng trong quá trình xây dựng và đề xuất quy hoạch tổng thể các mỏ bể Cửu Long để đánh giá hiệu quả kinh tế cùng với đảm bảo tiến độ của dự án. Nhiệm vụ của nghiên cứu này là xác định khả năng vận chuyển dòng chất lỏng tối đa, lựa chọn phương án phát triển an toàn và hiệu quả cho các mỏ cận biên thuộc bể Cửu Long. Bài báo giới thiệu kết quả thiết kế, đánh giá các thông số và chế độ dòng chảy của hệ thống đường ống thu gom-vận chuyển đa pha dầu-khí-nước trên cơ sở hệ phương trình toán học cơ bản. Mô hình mô phỏng dòng chảy đa pha đã được sử dụng trong đánh giá và lựa chọn các phương án kết nối các mỏ có lưu lượng nhỏ, các pha biến đổi nhanh theo thời gian khai thác, đồng thời điều chỉnh hợp lý các thông số khai thác theo điều kiện công nghệ và thiết bị hiện hữu tại bể Cửu Long.

Từ khóa: Đảm bảo dòng chảy, đường ống thu gom, vận chuyển, đa pha, phát triển mỏ, kết nối, mỏ nhỏ, cận biên, hệ thống xử lý.

 1. Giới thiệu

Công tác thu gom và vận chuyển dầu khí giữa các công trình ngoài khơi rất phức tạp do đường ống có cả đoạn thẳng đứng và đoạn ngang với độ dài lớn; hỗn hợp chất lưu bao gồm dầu, khí và nước. Trong đường ống luôn có sự thay đổi pha từ khí - lỏng của hydrocarbon khi thay đổi điều kiện nhiệt độ và áp suất cũng như tỷ lệ của từng pha trong hỗn hợp theo thời gian khai thác của mỏ. Nghiên cứu đảm bảo dòng chảy ngày càng đóng vai trò quan trọng trong công nghiệp khai thác dầu khí với các khả năng kiểm thử an toàn, quản lý hiệu quả quá trình vận hành và giảm thiểu chi phí cũng như thời gian lắp đặt, đặc biệt trong các phương án phát triển kết nối các mỏ nhỏ, cận biên với các công trình thiết bị dầu khí hiện hữu. Khi nghiên cứu chi tiết chế độ dòng chảy trong đường ống vận chuyển đòi hỏi xây dựng đúng mô hình dòng chảy đa pha để biểu diễn cấu trúc dòng chất lưu trong từng đoạn ống ở các điều kiện môi trường khác nhau. Trong các năm 2013 và 2014, Ban Phát triển Khai thác, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí đã thực hiện đề tài nghiên cứu khoa học “Nghiên cứu tổng thể các mỏ bể Cửu Long” với nhiệm vụ đánh giá tiềm năng dầu khí của các cấu tạo trong bể Cửu Long, đề xuất kế hoạch thăm dò và thẩm lượng các cấu tạo này [1]. Trên cơ sở đó báo cáo đưa ra đề xuất về phương án quy hoạch tổng thể, các phương án phát triển mỏ, đánh giá hiệu quả kinh tế các phương án, đưa ra những định hướng trong việc phát triển các tiềm năng này để góp phần tối ưu hóa chi phí đầu tư (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX) nhằm gia tăng hiệu quả khai thác nguồn tài nguyên dầu khí. Kết quả nghiên cứu của đề tài và kinh nghiệm phát triển các mỏ có trữ lượng vừa và nhỏ tại Việt Nam trong những năm vừa qua cho thấy phương án kết nối về các trung tâm xử lý hiện hữu sẽ cho hiệu quả kinh tế cao hơn so với phương án phát triển độc lập. Các nghiên cứu tập trung vào đánh giá về công suất dư, sản lượng khai thác và khả năng cải hoán thiết bị hiện có để phục vụ cho công tác kết nối các mỏ mới.

2. Vấn đề nghiên cứu

2.1. Quy hoạch phát triển kết nối các mỏ nhỏ/cận biên tới công trình hiện hữu

Giải pháp phát triển kết nối các mỏ nhỏ vào hệ thống thiết bị hiện hữu đã được triển khai áp dụng với mức độ an toàn và hiệu quả cao tại bể Cửu Long [2] như giàn đầu giếng Cá Ngừ Vàng kết nối về giàn công nghệ trung tâm số 3 (CPP-3) mỏ Bạch Hổ năm 2008; các giàn nhẹ RC-04 và RC-DM thuộc mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi kết nối về giàn RC-1 thuộc hệ thống thiết bị mỏ Rồng năm 2009 và các giàn đầu giếng mỏ Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng kết nối về giàn H4-TGT thuộc hệ thống thiết bị khai thác mỏ Tê Giác Trắng năm 2013. Các kết quả này là minh chứng rõ nét cho phương án phát triển kết nối phù hợp áp dụng cho các mỏ và cấu tạo tiềm năng dầu khí thuộc loại nhỏ, cận biên nhằm mang lại hiệu quả kinh tế, tiết giảm được tổng chi phí đầu tư 453 triệu USD và 792 triệu USD tương ứng cho các dự án Cá Ngừ Vàng và Hải Sư Đen/Hải Sư Trắng so với phát triển độc lập [2]. Thành quả đạt được về giảm áp lực thu xếp vốn rất tốt, đặc biệt trong bối cảnh giá dầu đang ở mức thấp.

Kinh nghiệm phát triển các mỏ có trữ lượng vừa và nhỏ cho thấy phương án kết nối về các trung tâm xử lý hiện hữu sẽ cho hiệu quả kinh tế cao hơn so với phương án phát triển độc lập. Đánh giá đề xuất phát triển khai thác các cấu tạo/ phát hiện tiềm năng theo hướng ưu tiên tối đa công suất dư thừa của hệ thống thiết bị sẵn có; kết nối các mỏ với nhau để có thể dùng chung hệ thống thiết bị gọn nhẹ/chi phí thấp nhằm tận thu tối đa tài nguyên dầu khí trong bể Cửu Long. Đặc biệt, phương pháp quy hoạch tuyến tính đã liên kết chặt chẽ với lý thuyết tối ưu hóa khi phân tích đánh giá thứ tự ưu tiên cũng như lộ trình thăm dò hoặc đưa các cấu tạo/phát hiện/mỏ vào phát triển trên cơ sở hệ thống thiết bị và công nghệ sẵn có.

 Theo đánh giá tổng thể [2], hiện có 6 trung tâm xử lý chính ở bể Cửu Long hoàn toàn phù hợp và sẵn sàng với phương án kết nối các mỏ nhỏ/cận biên bao gồm: CLJOC (FPSO-TBVN và Sư Tử Vàng CPP), JVPC (Rạng Đông CPC), LSJOC (FPSO PTSC-Lam Sơn), Bạch Hổ CPP, cụm Rồng và HLJOC (FPSO-Bumi Armada).

Trên cơ sở kết quả đánh giá lượng dầu có khả năng thu hồi của các phát hiện và mỏ dầu khí tại bể Cửu Long, nhóm tác giả đã xác định được 33 phương án phát triển kết nối các công trình biển từ 12 lô dầu khí tới 6 trung tâm xử lý hiện hữu với tổng công suất có thể tiếp nhận xử lý thêm hàng ngày: dầu: 270 nghìn thùng; khí: 75 triệu ft3; xử lý nước khai thác: 110 nghìn thùng (Hình 1). Khoảng cách kết nối trung bình 15km, xa nhất 24km từ giàn HSV-C tới giàn H1-TGT (Hình 2).

2.2. Nghiên cứu thiết kế đường ống thu gom vận chuyển đa pha tại bể Cửu Long

Các thông số công nghệ sử dụng cho tính toán thiết kế được thu thập từ các mỏ đang khai thác lân cận có sửa đổi cho phù hợp với điều kiện chung của hệ thống đường ống. Các đường ống thu gom và vận chuyển đa pha được nghiên cứu đánh giá dựa trên các thông số bao gồm ngưỡng áp suất tại đầu vào đường ống 350psi, 600psi; chiều dài kết nối tới trung tâm xử lý 7km, 15km, 25km và 50km; lưu lượng vận chuyển chất lỏng (dầu và nước) trung bình từ các giàn đầu giếng: 7.000 thùng, 15.000 thùng và 30.000 thùng. Tính chất lưu biến của dầu và nước khai thác (Bảng 1) được thu thập và mô hình hóa theo phương trình trạng thái (EOS) từ các đối tượng sản phẩm theo điều kiện khai thác của các giàn đầu giếng.

Do dầu thô thuộc loại nhiều paraffin và có nhiệt độ đông đặc của paraffin (khoảng 60oC) cao hơn nhiều so với nhiệt độ môi trường đáy biển (22oC) [3] nên việc bọc cách nhiệt đã được đặt ra ngay trong giai đoạn thiết kế. Tuy nhiên, đặc tính của lớp bọc cách nhiệt được tính toán lựa chọn chủ yếu cho giai đoạn khai thác hình32 chính của từng mỏ. Với các giai đoạn khai thác sau, trong trường hợp nhiệt độ của dòng chất lưu hạ thấp hơn điểm xuất hiện paraffin, giải pháp bơm chất ức chế sẽ được triển khai theo thực tế sản xuất với từng đường ống. Từ kinh nghiệm thực tế đã triển khai tại khu vực bể Cửu Long vật liệu polyurethane được lựa chọn cho tính toán bọc ống cách nhiệt cho đường ống [2 - 4].

3. Cơ sở toán học chế độ dòng chảy khi vận chuyển đa pha

3.1. Phương trình tổng quát

Hệ phương trình Euler (Euler equations) [5] thiết lập năm 1755 được sử dụng khi tính toán thủy động lực cũng như xác định các chế độ dòng chảy trong đường ống của chất lưu nói chung, được xây dựng trên cơ sở nguyên lý bảo toàn khối lượng, bảo toàn động lượng và bảo toàn năng lượng:

3.2. Phương trình dòng chảy đa pha trong đoạn ống hữu hạn

Dòng chảy đa pha trong đoạn ống có chiều dài dx nghiêng so với phương ngang góc θ, được biểu diễn đơn giản trong Hình 3 với chất lưu giả sử bao gồm nước và hơi đang chuyển động với vận tốc của từng pha khác nhau. Dọc theo chiều dài ống, pha lỏng (nước) có thể chiếm chỗ với diện tích mặt cắt Ak thay đổi dAk. Ngoài ra, pha lỏng còn có thể hóa hơi hoặc ngược lại, nên thể tích cũng như ranh giới giữa các pha thay đổi theo chiều dài ống.

Thực tế hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí, trong đường ống thường tồn tại hỗn hợp 3 pha (dầu, nước và khí với các tỷ lệ thay đổi mạnh) có thể phân bố ở nhiều dạng khác nhau như: bọt, giọt, nút… Các pha chuyển động tuân theo 3 phương trình: bảo toàn khối lượng, bảo toàn động năng và bảo toàn năng lượng riêng với mỗi pha.

Các đạo hàm từng phần trong phương trình (7) biểu diễn tính chất của chất lưu theo áp suất và nhiệt độ. Các tính chất này có thể tra bảng hoặc sử dụng phương trình trạng thái (EOS).

3.3. Phương trình dòng chảy 3 pha: các chế độ dòng chảy hỗn hợp dầu-khí-nước

Năm 2013, Ove Bratland [5] tổng kết và đưa ra sơ đồ chế độ dòng chảy của hỗn hợp dầu-khí-nước trong đoạn ống nằm ngang (Hình 4).

Biểu đồ bao gồm 3 trục đại diện cho mỗi pha trong hỗn hợp. Trục thẳng đứng biểu diễn tỷ phần tốc độ bề mặt của pha khí: giá trị được định nghĩa vG = 1 khi chỉ có pha khí chảy trong ống và vG = 0 khi hoàn toàn không có pha khí trong ống - nghĩa là chỉ có chất lỏng dầu/nước hoặc hỗn hợp dầu- nước (mặt phẳng XOY). Tương tự như vậy, khi không có nước trong hỗn hợp, điểm làm việc sẽ nằm trong mặt phẳng khí- dầu; hoặc khi không có dầu thì điểm làm việc sẽ trong mặt phẳng khí-nước. Trong trường hợp tổng quát với hỗn hợp dầu-khí-nước, điểm làm việc sẽ nằm trong diện tích tam giác tương ứng với 3 pha - XYZ.

Giả thiết đoạn ống dẫn trong điều kiện đẳng nhiệt, hệ phương trình bao gồm:

Giải hệ 10 phương trình (từ phương trình (8) đến phương trình (17)) để có được giá trị 10 biến số cần tìm đối với đoạn ống dx. Trong thực tế khi tính toán cả đường ống trong điều kiện bất đẳng nhiệt, giá trị áp suất là hàm ẩn nên cần phải có phương trình suy giảm áp suất cũng như tính toán trao đổi nhiệt với môi trường dọc theo đường ống để có thể áp dụng vào phương trình (14), (15) và (16).

4. Kết quả thiết kế

4.1. Phần mềm sử dụng

Sử dụng phần mềm OLGA để xây dựng và đánh giá các mô hình dòng chảy đa pha trong hệ thống đường ống thu gom kết hợp với vận chuyển ngầm dưới đáy biển ở bể Cửu Long trên cơ sở hệ phương trình toán học (8) - (17) [6]. Đây là công cụ đáp ứng được mọi yêu cầu về mô phỏng dòng chảy có sự biến đổi pha cũng như sự thay đổi cấu trúc dòng chảy theo thời gian (chế độ chuyển tiếp). Đối với giải pháp số hóa, các đường ống cần phải được phân chia thành đoạn ngắn và giải bằng các phương pháp hữu hạn theo từng bước thời gian. Mặc dù được giả thiết tổng các thành phần chất lưu là không thay đổi trong một đoạn ống, phần mềm có khả năng tính toán và xác định đặc tính của các pha khí và lỏng (dầu/nước) liên tục theo thời gian và các điều kiện môi trường. Quá trình biến đổi pha lỏng - khí được mô phỏng nhờ triển khai chuỗi Taylor đối với cân bằng khối lượng của pha khí khi điều kiện áp suất và nhiệt độ thay đổi. Ngoài ra, các mô hình được mô phỏng đầy đủ các thông số đường ống như: địa hình; các đoạn ống đứng, ngang; các lớp cách nhiệt; truyền/trao đổi nhiệt; đóng mở các van cũng như thay đổi lưu lượng chất lưu vận chuyển.

4.2. Sơ bộ về kết quả lựa chọn kích thước đường ống

Các đường ống thu gom - vận chuyển được thiết kế tuân thủ theo tiêu chuẩn API 5L: specification for line pipe [5] nhằm đảm bảo làm việc an toàn, ổn định trong suốt thời gian khai thác các mỏ và dựa trên cơ sở dự báo về lưu lượng chất lưu, biểu đồ hàm lượng nước trong dòng sản phẩm theo thời gian, khoảng cách kết nối giữa các công trình biển và áp suất yêu cầu của hệ thống xử lý. Kết quả tính toán và đánh giá đường kính cho các đường ống thu gom - vận chuyển đa pha cho các dự án kết nối mỏ (Bảng 2).

4.3. Kết quả phân tích nhiệt độ trong đường ống

Nhiệt độ môi trường đáy biển khu vực bể Cửu Long khoảng 22oC ở độ sâu mực nước 50 - 55m. Với nhiệt độ dòng sản phẩm trước khi đưa vào đường ống khoảng 80 - 120oC, các đường ống đều phải thiết kế có bọc vật liệu cách nhiệt để có thể bảo ôn trên giá trị nhiệt độ bắt đầu xuất hiện paraffin (trung bình 60oC). Biểu đồ nhiệt độ dọc theo chiều dài ống đã được xây dựng và đánh giá với các điều kiện lớp cách nhiệt khác nhau (U = 1,7; U = 1,1 và U = 0,7 Btu/hr-ft2 oF) và lưu lượng vận chuyển chất lưu thay đổi từ 7.000 - 30.000 thùng/ngày. Hầu hết các mỏ và cấu tạo chưa phát triển tại bể Cửu Long đều thuộc loại nhỏ hoặc cận biên với sản lượng dầu không cao, nước và khí xuất hiện sớm và tăng nhanh. Kinh nghiệm cho thấy lớp bọc cách nhiệt có giá trị U = 1,7 Btu/hr-ft2 oF thường được chọn để thiết kế đường ống cho giai đoạn khai thác ban đầu, sau đó sẽ sử dụng bơm chất giảm nhiệt độ đông đặc trong trường hợp nhiệt độ thấp hoặc đề phòng việc phải dừng bơm có thể làm tăng áp suất khởi động lại.

4.4. Kết quả phân tích thời gian dừng và áp suất khởi động lại

Mục đích của việc phân tích không chỉ xác định thời gian cho phép đường ống dừng bao nhiêu lâu mà còn xác định áp suất khi khởi động lại. Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả lựa chọn đường ống 15km để phân tích điển hình. Phương pháp phân tích sử dụng phần mềm mô phỏng OLGA xác định thời gian dừng và chiều dài chất lỏng chiếm trong ống khi dừng đường ống (tỷ lệ hold up). Kết quả phân tích cho thấy tồn tại các nút khí và lỏng với thể tích khác nhau phân bổ dọc theo đoạn ngang của đường ống.

5. Kết luận

Giải pháp phát triển kết nối các mỏ nhỏ vào hệ thống thiết bị sẵn có ở lân cận đã được triển khai áp dụng và được khẳng định mức độ an toàn, đạt hiệu quả cao. Trong tương lai, đây sẽ là hướng phát triển chính, mang tính chủ đạo đối với các mỏ nhỏ, cận biên ở bể Cửu Long, nơi có các cụm thiết bị công nghệ đủ khả năng kết nối và xử lý sản phẩm dầu và khí. Nghiên cứu dòng chảy cho các phương án là một trong những nội dung quan trọng trong quá trình thực hiện nghiên cứu kết nối mỏ, với mục đích xác định khả năng vận chuyển dòng chất lỏng đa pha (dầu-khí-nước) để lựa chọn phương án phát triển an toàn, hiệu quả cho các mỏ cận biên.

Hệ thống đường ống thu gom vận chuyển phục vụ kết nối các mỏ nhỏ/cận biên phù hợp điều kiện bể Cửu Long đã được phân tích đánh giá một cách đồng bộ với những đánh giá như sau:

- Đường kính của hệ thống đường ống được tối ưu trên cơ sở lưu lượng vận chuyển và tổn hao áp suất từ các giàn đầu giếng tới trung tâm xử lý;
- Chiều dài tối đa không vượt quá 25km (nếu vận chuyển dưới 30.000 thùng dầu/ngày) và không vượt quá 30km (nếu vận chuyển với lưu lượng trên 30.000 thùng dầu/ ngày) để đảm bảo nhiệt độ trong đường ống luôn trên nhiệt độ tạo sáp 5°C; - Trong quá trình vận hành đường ống cần phải có bơm hóa phẩm chuyên dụng để giảm giá trị áp suất khởi động đường ống và áp suất khi khởi động lại hệ thống sau khi ngừng khai thác (hoặc cần phải có các giải pháp khác phù hợp với từng điều kiện của mỗi dự án);
- Hiện tượng dòng chảy nút lỏng (liquid sluging) đã được phân tích và tính toán thể tích các nút để tiến tới kiểm soát được các nút này bằng thông số đầu vào khi cải hoán bình tách tại nơi tiếp nhận sản phẩm xử lý.

KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT:
Chỉ số:
- G: Pha khí
- O: Pha dầu
- W: Pha nước
- t: Thời điểm t
- x: Điểm dọc đường ống
Ký hiệu:
- T: Nhiệt độ tuyệt đối (K)
- P, p: Áp suất (Pa)
- U: Hệ số truyền nhiệt (W/m2K)
- R: Hệ số ma sát giữa các pha (N/m3)
- υ: Vận tốc dòng chảy (m/s)
- α: Tỷ phần theo thể tích (p.đ.v)
- ρ: Trọng lượng riêng (kg/m3)
- g: Gia tốc trọng trường (g/s2)

Tài liệu tham khảo

1. Vũ Minh Đức và nnk. Nghiên cứu quy hoạch tổng thể các mỏ dầu khí bể Cửu Long. Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí. 2014.
2. Ngô Hữu Hải và nnk. Phát triển khai thác tối ưu các mỏ và các cấu tạo/phát hiện dầu khí tại bể Cửu Long. Công trình khoa học công nghệ. Petrovietnam.2015.
3. Từ Thành Nghĩa và nnk. Những khó khăn, thách thức của Vietsovpetro trong vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Tạp chí Dầu khí. 2015; 5: trang 20 - 25.
4. Phùng Đình Thực và nnk. Kết nối mỏ Cá Ngừ Vàng với mỏ Bạch Hổ, kinh nghiệm kết nối mỏ nhỏ với cơ sở hạ tầng của các mỏ dầu hiện hữu. Tạp chí Dầu khí. 2016; 2: trang 28 - 32.
5. Ove Bratland. Pipe Flow 2: Multi-phase flow assurance. 2013.
6. Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí và Tổng công ty Tư vấn Thiết kế Dầu khí - CTCP. Nghiên cứu khả năng kết nối, cải hoán điểm tiếp nhận các mỏ bể Cửu Long. 12/2013.

Flow assurance study for tie-in multiphase pipeline from marginal fields to existing facilities in Cuu Long basin

Nguyen Hai An, Ngo Huu Hai, Pham Dang Quan
Petrovietnam Exploration Production Corporation (PVEP)
Email: annh1@pvep.com.vn

Summary

Experiences in developing oil fields with moderate and small reserves show that  the development option of tie-in to existing processing facilities brings higher economic efficiency compared to joint development option (to share minimal/ low investment cost processing facilities) or standalone development. Flow assurance study is one of the important items performed during the establishment and proposal of Marginal Field Development Strategy for Cuu Long basin, with the purpose of evaluating economic efficiency and assuring the project execution schedule. The scope of the study is to determine the maximum liquid transport capacity of flowlines and select a safe and effective development option for the marginal fields located in Cuu Long basin. The article presents the results of designing and evaluating flow parameters and flow regimes of multiphase (oil-gas- water) gathering-exporting pipeline system based on basic mathematical equations. The simulation model of multiphase flow has been utilised in the evaluation and selection of tie-in options for small reserve fields, and production parameters were adjusted to align with actual production conditions and technologies of existing facilities in Cuu Long basin.

Key words: Flow assurance, flowlines, transportation, multiphase, field development, tie-in, small fields, marginal fields,processing facility.

Họ tên
Email
Mã xác nhận

Gửi bình luận