Cơ chế của quá trình lắng đọng sáp trong khai thác và vận chuyển dầu mỏ

Cơ chế của quá trình lắng đọng sáp trong khai thác và vận chuyển dầu mỏ Nguyên nhân chính dẫn đến tích tụ sáp trong các thiết bị khai thác và vận chuyển dầu là sự giảm khả năng hòa tan của sáp trong dầu thô. Sự giảm của nhiệt độ hoặc áp suất hoặc cả hai góp phần làm sáp tích tụ trong dầu thô. Sự giảm nhiệt độ và áp suất làm tách pha các hydrocacbon nhẹ trong dầu thô và là nguyên nhân dẫn tới giảm khả năng của dầu trong việc giữ các phân tử sáp tan trong đó và gây ra kết tủa sáp từ dòng dầu khai thác. Theo Singhal et al, “Khi trạng thái cân bằng giữa dầu thô và các phân tử sáp mất đi, quá trình kết tủa sáp sẽ xảy ra. Sự mất cân bằng sẽ xuất hiện khi có sự giảm về nhiệt độ và/hoặc áp suất của dòng chảy”. I. Cơ chế quá trình lắng đọng sáp Kết tủa sáp có thể xảy ra ở mọi điểm, từ đáy giếng tới các bồn chứa. Nhiệt độ xuất hiện tinh thể sáp “Cloud point” và nhiệt độ đông đặc là hai đại lượng chung đặc trưng cho tính chất của sáp. “Cloud point” là nhiệt độ mà tại đó sáp bắt đầu kết tinh trong dầu lỏng. Khi nhiệt độ giảm, các hạt sáp đã kết tủa này tương tác qua lại và hình thành mạng liên kết không gian giữa các hạt sáp. Đến một nhiệt độ nào đó, dầu thô trở nên đặc và không chảy được nữa. Nhiệt độ mà tại đó dầu thô không chảy được gọi là điểm “đông” hay nhiệt độ đông đặc. Sự kết tủa sáp bắt đầu tại nhiệt độ và áp suất xuất hiện sáp của lượng sáp tan trong dầu. Sự suy giảm nhiệt độ, hoặc có thể xảy ra trên thành giếng hoặc trên hệ thống vận chuyển do nguyên nhân giãn nở khí, hoặc có thể là tổn thất nhiệt lượng qua ống chống, qua vành xuyến xi măng, qua vùng vỉa xung quanh giếng và ra vùng xung quanh đường ống vận chuyển (đất, nước, không khí). Trong suốt quá trình tích tụ, các phần tử sáp kết tinh từ dầu thô dưới dạng các tinh thể riêng biệt. Các tinh thể này tồn tại trong dầu lỏng dưới dạng pha phân tán và chúng có xu hướng tạo vật thể rắn quanh mầm kết tinh là các asphanten để hình thành các hạt sáp kích thước tương đối lớn. Tích tụ sáp thường là kết quả của các cơ chế sau: - Khuyếch tán phân tử - Phân tán trượt - Chuyển động Brownian - Ảnh hưởng của trọng lực - Ảnh hưởng của điện động học Khuyếch tán phân tử xảy ra khi nhiệt độ của dòng chất lỏng trong ống khai thác và đường ống vận chuyển hạ xuống thấp dưới nhiệt độ kết tinh sáp và các phân tử sáp có xu hướng dịch chuyển về phía thành ống dưới động lực của gradien nồng độ. Trong tất cả các điều kiện dòng chảy, dầu sẽ được giả thiết ở chế độ chảy tầng hoặc là trong toàn bộ đường ống, hoặc là ít nhất trong một lớp mỏng gần thành đường ống. Khi dầu bị nguội đi, sẽ có một gradient nhiệt độ ngang qua lớp mỏng đó. Nếu nhiệt độ này giảm xuống thấp hơn nhiệt độ xuất hiện tinh thể sáp rắn (WAT), gradient nồng độ của sáp rắn hoà tan sẽ có hiệu lực và các chất hoà tan sẽ dịch chuyển, hướng đến thành ống bởi sự khuếch tán phân tử. Trong phân tán trượt xảy ra khi có sự biến thiên vận tốc từ tâm dòng chảy tới thành đường ống dẫn. Xét trong một mặt phẳng đi qua tâm đường ống, vận tốc dòng chảy đạt giá trị cao nhất tại tâm dòng chảy và giảm dần về hai phía thành ống do bị ảnh hưởng bởi trở lực đường ống. Khi nồng độ của các hạt cao và số lượng các hạt đủ lớn thì sự tương tác qua lại của hạt xảy ra. Trong mỗi phân tử sáp tương tác với các phân tử sáp ở gần chúng trong lớp chất lỏng chuyển động với vận tốc chậm hơn hoặc nhanh hơn, gây ra chuyển động quay của hạt trong dòng chất lỏng. Một hạt rắn trong dòng chất lỏng có khuynh hướng để đạt được vận tốc ở tâm của dòng chảy. Tuy nhiên, khi hạt rắn (càng) gần với thành đường ống thì cả hai vận tốc dài và vận tốc góc đều giảm. Chính sự tương tác phức tạp này dẫn tới sự phân tán của các phân tử sáp trong dòng chảy và cuối cùng dẫn đến một sự dịch chuyển ngang và một sự tán xạ của các hạt về phía thành đường ống. Trong khuyếch tán phân tử, động lực là gradien nồng độ, còn trong phân tán trượt động lực là gradien vận tốc. Theo Burger, “Khuyếch tán phân tử sẽ chiếm ưu thế ở điều kiện nhiệt độ cao và tồn tại dòng nhiệt đáng kể, trong khi đó phân tán trượt là cơ chế chiếm ưu thế khi nhiệt độ thấp hơn và dòng nhiệt không đáng kể. Trong chuyển động Browner, các phân tử của dầu tham gia chuyển động nhiệt liên tiếp va chạm với các hạt sáp rắn và nhỏ. Các tinh thể wax kết tủa và lơ lửng ở trong dầu tiếp tục bị tác động bởi các phân tử dầu chuyển động nhiệt dẫn đến các chuyển động hỗn độn Brownian. Trong sự ảnh hưởng của gradient nồng độ, chuyển động Brownian sẽ dẫn đến một mạng lưới vận chuyển hướng đến thành đường ống tương tự như sự khuếch tán phân tử. Ảnh hưởng của trọng lực: Các tinh thể wax nặng hơn pha lỏng xung quanh. Trừ khi bị cản trở, các cấu tử này sẽ lắng xuống dưới tác dụng của trường trọng lực và lắng đọng lên đáy của các đường ống dẫn hoặc các bể chứa. Ảnh hưởng của điện động học: Khi dòng thô chảy trong một đường dẫn (môi trường lỗ rỗng, ống khai thác, ống dẫn), điện thế tăng dần dọc theo đường dẫn bởi vì sự chuyển động của các hạt tích điện có mặt trong dung dịch. Điện thế này có thể gây ra một sự thay đổi điện tích của các hạt keo, các hạt keo này sẽ bị lực hút tĩnh điện hướng về phía thành của các đường dẫn. Như vậy, các hạt keo bắt đầu lắng đọng lên thành các đường dẫn. II. Các phương pháp ngăn ngừa tích tụ sáp Ngăn ngừa tích tụ sáp có thể đạt được bằng cách giữ các sáp rắn ở trạng thái tan trong dòng dầu khai thác hoặc hạn chế tối đa quá trình bám dính, tạo vật thể có kích thước lớn hơn của các hạt sáp rắn trên bề mặt thiết bị. Theo Matlach và Newberry: “Nếu hàm lượng sáp trong dầu thô chiếm một lượng từ thấp đến mức độ trung bình (0-10%) thì việc xử lý được thực hiện định kỳ theo các phương pháp thông dụng khi cần. Nếu hàm lượng sáp vượt quá 10%, theo kinh nghiệm loại dầu này gây tích tụ và sự cố dòng chảy nghiêm trọng, thì buộc lòng phải xử lý thường xuyên để đảm bảo cho quá trình khai thác được diễn ra liên tục. Tồn tại nhiều phương pháp khác nhau trong kiểm soát tích tụ sáp. Nói chung, các phương pháp này có thể được phân loại thành 3 nhóm phương pháp cơ bản nêu sau đây: Phương pháp cơ học; Phương pháp nhiệt; Phương pháp hóa học. 1 Phương pháp cơ học Có một vài phương pháp cơ bản để loại bỏ cặn sáp từ đường ống khai thác và đường ống dẫn. Các thiết bị nạo vét, điều khiển bằng cần, cáp tời, áp lực dòng chảy, các nút hoà tan và không hoà tan là các dụng cụ thông thường được sử dụng trong phương pháp cơ học để làm sạch cặn sáp. Thiết bị nạo vét bằng cần là dụng cụ cắt mà được gắn với cần ống bơm trong giếng sử dụng bơm piston. Thiết bị này dùng để cắt bỏ những sáp tích tụ từ bên trong đường ống khai thác bởi sự chuyển động qua lại của piston. Qúa trình nạo vét này sẽ làm sáp rắn rơi vào trong dòng sản phẩm trong ống khai thác và được sản phẩm mang lên trên bề mặt. Theo Allen và Robert, một thiết bị nạo vét khác điều khiển bằng dây cáp là một một công cụ được sử dụng phổ biến để nạo vét sáp trong các giếng tự phun và giếng gaslift. Dụng cụ này được gắn vào một thiết bị điều khiển bằng dây cáp, được dẫn động và điều khiển bằng tay hoặc tự động theo thời gian định trước. Các loại nút hoà tan và không hòa tan được sử dụng chủ yếu để tách loại cặn sáp trong các đường ống dẫn. Các nút hoà tan là các ống rỗng ngắn, ở dạng rắn được làm từ các vi tinh thể sáp hoặc naphtalene. Trong khi đó, các nút không hoà tan thường là cao su cứng hoặc các khối cầu bằng nhựa có gờ sắc nhọn. Một trong những ưu điểm của các nút hoà tan là chúng có khuynh hướng hoà tan trong dầu thô sau quá trình xử lý sáp. Do vậy, việc thu hồi các nút nạo sáp này là không cần thiết. Việc bơm các nút hoà tan hoặc không hoà tan từ một đầu của đường ồng dẫn và cung cấp áp lực của dòng chất lỏng phía sau của các nút này, đẩy chúng dọc theo các đường ống dẫn để thực hiện loại bỏ cặn sáp. 2. Phương pháp nhiệt Xử lý sáp áp dụng các phương pháp nhiệt bao gồm cung cấp thêm nhiệt cho hệ thống từ bên ngoài hệ và giảm mất mát nhiệt ra ngoài môi trường xung quanh. Việc lắp đặt thiết bị đun nóng bằng điện tại đáy giếng để làm nóng dầu thô ở gần vùng vỉa chứa (Hình 3.1) là một trong số các phương pháp xử lý nhiệt. Tuy nhiên, phương pháp này bị hạn chế vì chi phí cao và chỉ thực hiện được ở nơi có sẵn nguồn điện. Trên hệ thống đường ỗng dẫn dầu, thất thoát nhiệt từ dòng dầu khai thác có thể giảm thiểu bằng cách bảo ôn tốt đường ống dẫn, hoặc duy trì áp suất cao trong đường ống nhằm ngăn cản quá trình tách pha của các hydrocacbon có nhiệt độ bay hơi thấp. Cũng trong tài liệu này, sự tuần hoàn của dòng dầu nóng hoặc nước nóng ở trong giếng khoan là một phương pháp nhiệt phổ biến để tách loại sáp. Dòng dầu nóng hoặc nước nóng sẽ được bơm xuống theo ống chống và đi lên theo ống khai thác để làm nóng chảy hoặc tăng độ hòa tan của các cặn sáp trong dòng dầu khai thác, và các sáp đã tích tụ trên thành ống và trên bề mặt của vỉa chứa . Sử dụng hơi nóng cũng đã được báo cáo tại một số nơi để làm tan chảy sáp và asphaltene trong ống khai thác, ống chống và các đường ống dẫn. Tuy nhiên, sau khi áp dụng phương pháp nhiệt này việc duy trì nhiệt độ của dòng dầu thô cao hơn nhiệt độ xuất hiện các tinh thể sáp là cần thiết để ngăn chặn sự có mặt của cặn. Sự phát triển của phương pháp xử lý nhiệt bằng quá trình sinh nhiệt và khí nitơ đã đưa ra một phương án thay thế cho các phương pháp xử lý bằng nước nóng và dầu nóng. Phương pháp sinh nhiệt và khí nitơ yêu cầu một hỗn hợp có chứa nước của của dung dịch natri nitrat (NaNO2) với một dung dịch amoni clorit (NH4Cl). Hỗn hợp chứa nước của 2 dung dịch này được tạo thành trên mặt đất. Phản ứng giữa 2 dung dịch sinh ra khí nitơ, nhiệt, và các sản phẩm phụ không có hại (nước, muối natri clorit). Mặc dù phản ứng hoá học giữa hai dung dịch bắt đầu trên mặt đất, tốc độ của phản ứng được điều khiển bằng cách thêm vào một lượng được tính toán trước của dung dịch metanol, axit axetic và được bơm bằng bơm có thể điều khiển tốc độ để đạt được lượng nhiệt sinh tối đa và ở độ sâu xác định trong lòng giếng. Lượng nhiệt tổn thất cũng được khống chế nhỏ nhất bằng việc điều khiển tốc độ phản ứng, đó là một trong những bất lợi chính của các phương pháp xử lý bằng nước nóng và dầu nóng. Khối nhiệt và khí nitơ sinh ra được tính toán để đạt được nhiệt độ tối đa là 4620F (~ 2390C). McSpadden et al bắt đầu xử lý sáp bằng hệ sinh nhiệt và khí nitơ sau một thời gian dài xử lý bằng dầu nóng hoặc các dung môi hoá học trong xử lý giếng khoan. Mặc dù có thể bơm hỗn hợp có chứa nước của chúng vào giếng qua ống khai thác hoặc ống chống, nhưng tốt hơn là bơm hỗn hợp này thông qua ống khai thác để dự đoán được chính xác hơn lượng nhiệt mất mát và lượng nhiệt sinh tối đa. Ngoài ra, hỗn hợp này được đề nghị bơm vào khoảng không vành xuyến để tránh cần hút. Quá trình xử lý dùng hệ sinh nhiệt và khí nitơ như sau: - Bơm dung dịch rửa giếng xylen với lượng là 50 gallon/foot chiều sâu (tương đương 0,621m3/m chiều sâu). - Bơm hỗn hợp dung dịch NaNO2 và NH4Cl vào ống khai thác. - Đóng giếng trong 24h để đưa lượng nhiệt của sản phẩm phản ứng tác động đến các vùng sáp gần bề mặt vỉa khai thác. Theo tài liệu Kirspel et al, việc xử lý dùng hệ sinh nhiệt và khí nitơ được áp dụng cho giếng B từ tháng 9 năm 1985. Đã tiến hành xử lý 4 lần cho giếng này trong khoảng thời gian 10 tháng. Collesi et al đã tiến hành sau khi xử lý thành công các giếng nhiễm bẩn sáp bằng hệ sinh nhiệt và khí nitơ, việc áp dụng phương pháp này được mở rộng để xử lý các đường ống dẫn (flow-line). Hỗn hợp xử lý bao gồm 50% dung dịch với nước của NaNO2 và NH4Cl, 43% xylen, 5% chất phân tán và 2% chất nhũ hoá. Các giếng nối với đường ống dẫn được đóng lại và dung dịch xử lý được bơm qua ống dẫn để loại bỏ sáp, được ứng dụng trong vùng khai thác dầu Main Pass. Chức năng của chất nhũ hoá là để tạo ra một hệ nhũ, bao gồm dung dịch có chứa nước (NaNO2 và NH4Cl) và chất dung môi (xylen), làm tăng khả năng hoà tan sáp của dung môi do hệ sinh nhiệt. 3. Phương pháp hóa học Các hoá phẩm được sử dụng để khống chế cặn sáp bằng quá cách hoà tan sáp đã tích tụ, ức chế sự phát triển của các tinh thể sáp và khả năng bám dính của chúng lên thành ống khai thác và các đường ống dẫn. Các hóa chất để xử lý sáp cho giếng khai thác dầu bao gồm các hóa chất cơ bản sau đây: - Các dung môi; - Các chất phân tán; - Các chất tẩy rửa; - Các chất biến tính tinh thể sáp. Các dung môi được sử dụng để hòa tan các loại cặn chứa sáp và có hàm lượng chất thơm cao. Các dung môi như là condensat, phân đoạn xăng nhẹ, dầu hoả, dầu diesel, butan, pentan, xylene, toluene, benzene, cacbontetraclorit (CCl4) và cacbondisulfit(CS2) được sử dụng để xử lý lắng cặn sáp. Kerosen, diesel, dầu, và các condensat có hàm lượng thơm thấp thì không có khả năng hoà tan asphaltene. Tuy nhiên condensat với hàm lượng thơm cao, xylene và toluen lại có khả năng hoà tan rất tốt asphaltene. Dung môi để xử lý kỹ thuật phải đảm bảo cả khả năng thấm của chúng vào trong cặn và cả khả năng hoà tan lại cặn sáp trong dầu.