Đường ống bể chứa Tính toán công nghệ cho đường ống nội mỏ Bạch Hổ

Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
LỜI NÓI ĐẦU
Ngành dầu khí Việt Nam tuy còn non trẻ, với hơn 30 năm xây dựng và
phát triển nhưng đã sớm khẳng định vị trí của nó trong nền kinh tế quốc dân,
cho tới nay dầu khí vẫn luôn được coi là ngành kinh tế mũi nhọn. Tuy nhiên
dầu khí Việt Nam chủ yếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục
địa phía Nam Việt Nam, độ sâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích
rộng. Hiện nay nguồn dầu khí khai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn
dầu khí Quốc gia Việt Nam vẫn đang tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và phát hiện
các mỏ mới.
Một trong những lĩnh vực của nền công nghiệp dầu khí hiện đang rất
được quan tâm đó là vận chuyển dầu khí. Nó là khâu quan trọng nối liền khai
thác với chế biến và tiêu thụ, mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình
khai thác dầu khí. Đặc thù chung trong việc khai thác dầu khí ở nước ta là các
giếng khai thác ở xa ngoài biển nên việc đưa dầu khí vào đất liền đòi hỏi một
hệ thống đường ống dẫn lớn và yêu cầu làm việc hiệu quả, độ tin cậy cao. Với
điều kiện khai thác như vậy thì việc thi công, lắp đặt các hệ thống đường ống
dẫn dầu khí ngoài biển trở nên hết sức khó khăn, phức tạp. Việc tính toán
công nghệ cho đường ống dẫn ngoài khơi trở nên cấp thiết hơn lúc nào hết.
Xác định được tính cấp thiết và tầm quan trọng đó, em đã tiến hành xây dựng
đồ án tốt nghiệp với nội dung là: “Tính toán công nghệ cho đường ống nội
mỏ Bạch Hổ”.
Được sự gợi ý và hướng dẫn của ThS Đào Thị Uyên cùng các thầy cô
trong Bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, em đã chọn đề: “Tính toán
công nghệ cho tuyến ống dẫn khí từ giàn công nghệ trung tâm CTP2 đến
giàn nén khí trung tâm CKP mỏ Bạch Hổ”.
Đồ án gồm 4 chương như sau:
Chương 1: Giới thiệu chung về mỏ Bạch Hổ.
Chương 2: Các bước cơ bản xây dựng một tuyến ống.
Chương 3: Tính toán công nghệ cho tuyến ống dẫn khí từ giàn công
nghệ trung tâm CTP2 đến giàn nén khí trung tâm CKP mỏ Bạch Hổ.

Chương 4: Các sự cố thường gặp trong quá trình vận chuyển dầu khí và
biện pháp khắc phục.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
1
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Để hoàn thành đồ án này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới ThS
Đào Thị Uyên cùng các thầy cô trong Bộ môn Thiết bị dầu khí đã giúp đỡ em
rất nhiều trong quá trình thực hiện đồ án.
Mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có
liên quan để xây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn
hạn chế, nên đồ án này chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được
sự quan tâm góp ý của tất cả các thầy và các bạn để sau này khi tiếp xúc với
môi trường công việc có thể giải quyết các vấn đề được tốt hơn.
Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, tháng 05 năm 2011
Sinh Viên
Nguyễn Văn Cường A
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
2
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU CHUNG VỀ MỎ BẠCH HỔ
1.1. Sơ lược về tình hình dầu khí Việt Nam
Qua quá trình tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã
khẳng định tiềm năng dầu khí Việt Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa, trữ
lượng khí thiên nhiên có khả năng nhiều hơn dầu. Với trữ lượng đã được thẩm
định, nước ta có khả năng tự đáp ứng được nhu cầu về sản lượng dầu khí
trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
3

Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Hình 1.1. Tiềm năng dầu khí tại các mỏ trầm tích của Việt Nam
Tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh,
Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây
đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2
tỷ tấn dầu và từ 2100 đến 2800 tỷ m
3
khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
4
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m
3
khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng,
đang khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng
400 tỷ m
3
khí. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm
dò, khoảng từ 40 - 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được
phát hiện đến năm 2012.
Hiện nay ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại
6 khu mỏ bao gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông,
Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn bị đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây, lô
06 - 1. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây -
Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Cá Voi
đang được triển khai tích cực theo chương trình đề ra, đảm bảo duy trì và tăng
sản lượng khai thác dầu trong những năm tới.
Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta
rất đáng phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư
là: Lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu

và 170000 m
3
khí/ngày đêm. Lô 16-1, giếng Voi Trắng - IX cho kết quả
420 tấn dầu và 22000 m
3
khí/ngày. Lô 15-1, giếng Sư Tử Vàng - 2X cho kết
quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen - 4X cho kết quả 980 tấn dầu/ngày.
Triển khai tìm kiếm - thăm dò mở rộng các khu vực mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại
Hùng với các giếng R-10, 05-ĐH-10 cho kết quả 650000 m
3
khí/ngày đêm và
dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả
500000 m
3
khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm.
Năm 2006, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86
triệu tấn dầu thô quy đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong
năm 2002). Đây là năm đầu tiên nước ta khai thác trên 20 triệu tấn dầu thô
quy đổi, trong đó có 17,6 triệu tấn dầu thô và 3,7 tỷ m
3
khí thiên nhiên.
Dự kiến hết năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 32 đến 35
triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và sản xuất
công nghiệp của cả nước. Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những
lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động: nhiều tập đoàn Dầu khí lớn đang có kế
hoạch đầu tư và mở rộng hoạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò
khai thác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ký với các nhà thầu nước ngoài cho
đến nay thì hai tập đoàn Dầu khí lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
5

Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
và Conocophillips cũng đang xúc tiến mở rộng hoạt động. Dự kiến riêng vốn
của hai tập đoàn Dầu khí này đầu tư vào Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí dự
tính sẽ đạt hơn 2 tỷ USD trong vài năm tới. Các chuyên gia kinh tế nước
ngoài dự báo: đầu tư trực tiếp nước ngoài của Việt Nam trong lĩnh vực dầu
khí, một lĩnh vực sẽ hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài hơn cả, sẽ tiếp tục
tăng mạnh trong những năm tới. Hiện tại có khoảng 29 hợp đồng dầu khí
đang có hiệu lực tại Việt Nam, bao gồm 3 hợp đồng mới được ký kết cho 4 lô
thuộc bể Phú Khánh, với sự góp mặt của hầu hết các Tập đoàn Dầu khí đứng
đầu trên thế giới. PetroVietnam cho biết sẽ tiếp tục ký kết các hợp đồng mời
thầu còn lại với các công ty nước ngoài và mở rộng quan hệ hợp tác với các
nước trong việc thăm dò khai thác dầu khí trong thời gian sắp tới.
1.2. Giới thiệu các công trình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ
Để phục vụ cho khoan thăm dò và khai thác dầu khí ngoài biển ở mỏ
Bạch Hổ, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đã xây dựng ở đây một hệ thống
các công trình bao gồm: Giàn công nghệ trung tâm CTP, giàn khoan cố định
MSP, giàn nhẹ BK, trạm rót dầu không bến UBN, hệ thống tuyến đường ống
nội mỏ. Hiện nay, mỏ Bạch Hổ có:
- 2 giàn công nghệ trung tâm CTP-2, CTP-3.
- 10 giàn cố định MSP (MSP-1; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11).
- 09 giàn nhẹ BK: BK1, BK2, BK3, BK4, BK5, BK6, BK7, BK8, BK9.
- 4 trạm rót dầu không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4.
- Giàn nén khí lớn, giàn nén khí nhỏ, giàn bơm nước, giàn ép vỉa, block
nhà ở, các cầu dẫn…
Ngoài ra mỏ Bạch Hổ còn có hệ thống đường ống bao gồm:
- 22 tuyến ống dẫn nước ép vỉa với tổng chiều dài 43.041 km.
- 24 tuyến ống dẫn dầu với tổng chiều dài 77.727 km.
- 14 tuyến ống dẫn khí với tổng chiều dài 37.346 km.
- 18 tuyến ống dẫn Gaslift với tổng chiều dài 38.729 km.
- 18 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu, khí với tổng chiều dài 42.899 km.

Tổng chiều dài toàn bộ tuyến ống ngầm tại mỏ Bạch Hổ tính đến năm
2001 là 233.158 km. Hiện nay, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đang cải
tạo các giàn MSP trước đó và lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng và
lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng thêm một số giàn nhẹ.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
6
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
1.2.1. Giàn khoan cố định MSP
Giàn MSP là giàn khoan cố định, trên giàn bố trí tháp khoan di động có
khả năng khoan ở nhiều giếng khoan.
- Về mặt công nghệ, giàn MSP có thể khoan, khai thác và xử lý. Hệ
thống công nghệ trên giàn cho phép đảm nhiệm nhiều công tác, từ xử lý sơ bộ
sản phẩm dầu khí cho đến tách lọc sản phẩm dầu thương phẩm hay xử lý sơ
bộ khí đồng hành. Mức độ xử lý tuỳ thuộc vào hệ thống thiết bị trên từng
giàn. Sản phẩm dầu khí được xử lý trên giàn MSP có thể là từ các giếng
khoan của nó hoặc được thu gom từ giàn nhẹ BK.
- Về mặt cấu tạo giàn khoan gồm có phần móng cứng, khối chân đế và
phần kết cấu thượng tầng. Phần móng cứng gồm hai khối nối với nhau bằng
sàn chịu lực (MSF) ở phía trên và cố định xuống đáy biển bằng các cọc. Khối
chân đế là kết cấu thép không gian làm từ thép ống, còn thượng tầng có cấu
trúc module được lắp ghép trên sàn chịu lực.
+ Mỗi chân đế có 8 ống chính (đường kính 812,8
×
20,6 mm). Phần dưới
của chân đế ở từng cọc trụ chính có 2 ống dẫn hướng cho cọc phụ. Các phần
tử cấu thành mạng Panel và ống giằng ngang của chân đế là từ các ống có
đường kính từ 426
×
12 mm đến 720
×

16 mm. Những chỗ tiếp giáp với đáy
biển cọc chính và cọc phụ được trang thiết bị bơm trám xi măng. Module chịu
lực (sàn chịu lực MSF) là các dầm thép tổ hợp. Do điều kiện thi công ngoài
biển nên kết cấu này chia làm 3 phần riêng biệt, 2 trong số đó đặt hẳn lên các
trụ đỡ còn phần tử thứ 3 chịu lực có đặt các thùng chứa với các chức năng
khác nhau cần thiết cho quy trình công nghệ thực hiện trên giàn.
+ Móng khối chân đế là các cọc thép đường kính 720
×
20 mm. Cần
đóng tất cả 16 cọc chính và 32 cọc phụ.
+ Kết cầu thượng tầng của giàn MSP được thiết kế bởi trung tâm thiết
kế Corall (Liên Xô cũ) gồm những block và module riêng được chia làm 2
tầng và được trang bị những thiết bị công nghệ cần thiết. Thành phần của kết
cấu thượng tầng gồm có tổ hợp khoan khai thác, năng lượng và khu nhà ở.
1.2.2. Giàn nhẹ BK
Giàn nhẹ BK là giàn nhỏ nhẹ không có tháp khoan, không có người ở,
công tác khoan sẽ do tàu khoan tự nâng thực hiện. Giàn BK có các thiết bị
công nghệ ở mức tối thiểu để đo lưu lượng và tách nước sơ bộ. Sản phẩm từ
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
7
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
giàn BK sẽ được dẫn bằng đường ống về giàn MSP hoặc giàn công nghệ
trung tâm CPP để xử lý.
Về mặt kết cấu, phần chân đế giàn BK là kết cấu giàn khung thép
không gian có một mặt thẳng đứng, được cấu tạo từ thép ống có đường kính
khác nhau. Chân đế có 4 ống chính. Hệ thống móng cọc gồm 4 cọc chính
đường kính 720
×
20 mm và 8 cọc phụ; thượng tầng có sân bay trực thăng, các
thiết bị công nghệ, máy phát điện.

1.2.3. Giàn công nghệ trung tâm CTP-2
- Tổ hợp giàn công nghệ trung tâm gồm có:
+ Giàn công nghệ CTP-2.
+ Giàn nhẹ BK2.
+ Cầu nối các đường ống và dây dẫn.
+ Cơ cấu đuốc với các đường ống tựa trên các Block chân đế.
- Chức năng chính của CTP là:
+ Thu gom tách lọc các sản phẩm từ các giếng ở giàn nhẹ BK và các
giàn MSP ở vòm trung tâm và vòm Nam mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác.
+ Xử lý dầu thô thành dầu thương phẩm và bơm đến các trạm rót dầu
không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4.
+ Xử lý nước thải theo tiêu chuẩn quốc tế và thải chúng xuống biển
+ Xử lý sơ bộ khí đồng hành và đưa chúng vào các trạm nén khí.
Kết cấu bên trên của CTP-2 vẫn được sử dụng để khai thác giếng khoan
đến tầng phong hoá tạm thời.
1.2.4. Hệ thống trạm rót dầu không bến UBN
Dầu thô từ các giàn MSP, BK về giàn CPP để xử lý thành dầu thương
phẩm sau đó chúng được bơm đến các tàu chở dầu nhờ các trạm rót dầu
không bến UBN và các thiết bị chuyên để tiếp nhận dầu.
Một vài thiết bị có trên trạm rót dầu không bến UBN:
- Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - dầu).
- Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - nước).
- Hệ thống khử nước bằng điện có khối đốt nóng và phân li.
- Hệ thống phân li kiểu tháp.
- Khối chứa và chuyển hoá sản phẩm (chất khử nhũ và kìm hãm ăn
mòn). Ngoài ra trạm còn có các thiết bị đo và kiểm tra cần thiết, hệ thống van
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
8
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
áp lực, hệ thống tín hiệu báo hiệu sự cố và phòng cháy đảm bảo vận hành hữu

hiệu hệ thống tiếp dầu.
1.2.5. Hệ thống đường ống
Đến nay, mỏ Bạch Hổ đã có hơn 200 km đường ống. Các ống chính
được sử dụng để xây dựng là những ống có đường kính ngoài D253
×
16 mm
và D219
×
12 mm. Được xác định theo
Γ
OCT 971-74 và được luyện theo
Γ
OCT 1050-74.
Các giải pháp chính trong thiết kế đường ống ngầm:
- Nguyên tắc chính để xác định lưu lượng là cần đảm bảo vận chuyển
không ngừng sản phẩm từng giếng khoan với chi phí thấp nhất về vật tư và
năng lượng. Chi phí vật tư xác định bởi tổng chiều dài đường ống, đường kính
ống và chiều dày ống; chi phí năng lượng được xác định bởi áp suất cần thiết
để bơm vận chuyển. Để đảm bảo vận chuyển không ngừng cần phải có đường
ống dự phòng và hệ thống đường ống khép kín. Trong trường hợp cần thiết
đường ống dự phòng còn cho phép tăng lưu lượng vận chuyển của hệ thống.
- Tất cả các đường ống ngầm được sử dụng với áp suất dưới 100 atm và
nhiệt độ dưới 100
o
C.
- Chống ăn mòn cho ống bằng cách sơn phủ lên bề mặt ống lớp sơn phủ
epoxy kết hợp với bảo vệ bằng Protector.
- Từ yêu cầu kỹ thuật của sản phẩm sau khi đi vào và ra khỏi đường
ống ngầm cũng như nhiệt độ thực tế của sản phẩm thì đường ống ngầm nên
được bọc cách nhiệt.

- Ống đứng của các đường ống đang vận chuyển được chế tạo từ các
loại ống dùng để xây phần tuyến. Khi đặt ống đứng vào kết cấu để đứng cố
định được thì dùng nẹp cứng và nửa cứng.
- Việc vận chuyển sản phẩm theo hệ thống đường ống ngầm nhờ áp
suất của máy bơm ly tâm (đối với dầu), áp suất bình tách khí (đối với khí) và
áp suất của vỉa (đối với hỗn hợp dầu - khí). Chính vì vậy việc xác định khả
năng vận chuyển của tuyến ống giữ vai trò quan trọng.
- Các số liệu ban đầu của ống được xác định theo độ nhớt cực đại của
nhũ tương, nước dầu hay hỗn hợp khí với khả năng vận chuyển được.
- Với hệ thống thu gom vận chuyển dầu đã tách khí, cần thiết phải thiết
kế phù hợp với sức chịu tải của trạm rót dầu không bến.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
9
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
1.2.6. Giàn nén khí trung tâm CKP
CKP là bộ phận cơ bản trong hệ thống vận chuyển khí ở mỏ Bạch Hổ
và đưa khí đồng hành vào bờ.
- Vị trí: Công trình đứng tách riêng trong khu vực của giàn công nghệ
trung tâm CTP-2 thuộc phía Nam mỏ và có liên quan công nghệ với CTP-2
thông qua giàn ống đứng bằng cầu nối.
- Công dụng: Nén khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ đảm bảo lưu lượng,
áp suất khí đưa vào bờ tiêu thụ (12,5 MPa) đến hệ thống gaslift và các nhu
cầu cho bản thân. Giàn nén khí trung tâm gồm hệ thống nén khí áp lực cao và
hệ thống nén khí áp lực thấp.
1.2.7. Trạm nén khí nhỏ MKS
MKS là bộ phận cơ bản của hệ thống vận chuyển khí mỏ Bạch Hổ đảm
bảo việc đưa khí đồng hành vào hệ thống gaslift.
- Vị trí: Trạm đứng độc lập trong khu vực MSP-4 mỏ Bạch Hổ và có
quan hệ công nghệ với MSP-4 thông qua cầu nối.
- Công dụng: Nén khí đồng hành khu vực bắc mỏ Bạch Hổ đảm bảo

việc chuyển khí đến hệ thống gaslift cho sử dụng bản thân và trong trường
hợp cần thiết đưa vào bờ.
1.3. Công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 9 trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro”
điều hành, cách thành phố Vũng Tàu 150km về phía Đông Nam và được đưa
vào khai thác từ năm 1986. Đây là mỏ dầu lớn nhất tại Việt Nam với tỷ phần
khai thác chiếm hơn 3/4 tổng số dầu khai thác từ tất cả các mỏ đang khai thác
tại Việt Nam.
Ở khu vực phía Bắc của mỏ, dầu được khai thác từ tầng móng,
Oligoxen dưới và Mioxen dưới. Ở đây, người ta xây dựng các giàn khoan cố
định để khoan tối đa 16 giếng bằng kỹ thuật khoan định hướng, giàn đồng
thời là trạm thu gom khu vực có nhiệm vụ xử lý chủ yếu là tách pha.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
10
B P
0 5 - 1
L a n Ta y
L a n D o
M o c T i n h
A E D C
0 5 . 3
0 5 . 2
B P
C O N O C O
C O N O C O
1 3 5
1 3 6
1 3 4
1 3 3
K i m C ö ô n g Ta y

H a i Th a c h
0 7
D a i B a n g - U n g Tr a n g
T h i e n N g a
H a i A u
T h a n h L o n g
B o C a u
M a n g C a u
D a i H u n g
0 4 . 3
0 5 . 1 B
0 5 . 1 C
0 5 . 1 A
0 4 . 2
0 4 . 1
1 3 2
1 3 1
0 30 3
1 3 1
1 3 0
1 2 9
1 2 8
1 3
1 2 W 1 2 E
2 2
2 1
2 0
R o n g V i D a i
R o n g D o i
R o n g B a y

1 1 - 2
1 1 - 1
1 9
C a C h o
V I E T S O V P E T R O
K N O C
1 8
1 7
C h o m C h o m
V I E T S O V P E T R O
N a m R o n g
R o n g
B a c h H o
R a n g D o n g
C O N O C O
J P V C
S O C O
1 6 - 2
1 6 - 1
1 5 . 2
0 9
0 2
B l a c k L i o n
C L J O C
1 5 . 1
P E T R O N A S
T o p a z
R U B Y
P H U Q U Y I S
E m e r a ld

0 1
1 0
2 5
2 6
2 7
2 8
2 9
C O N S O N I S
V U N G T A U
H O C H I M I N H
V I E T N A M
R o n g
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Hình 1.2. Mỏ Bạch Hổ - XNLD Vietsovpetro
Ngoài các thiết bị tách chuyên dụng như đo, gọi dòng, gaslift sử dụng
cho các giếng riêng biệt theo từng thời điểm, còn lại quá trình tách tổng được
thực hiện theo hai bậc, với áp suất bậc I từ 14 ÷ 16 kG/cm
2
và bậc II với áp
suất 1,5 ÷ 3 kG/cm
2
. Từ đây, dầu với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm
về tàu chứa (kho nổi chứa - xuất dầu) để xử lý; còn khí được chuyển theo
đường ống riêng về giàn nén khí trung tâm. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn
cố định làm việc theo nguyên tắc hở. Ở khu vực trung tâm người ta xây dựng
các giàn nhẹ. Sản phẩm khai thác từ giàn nhẹ ở dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu
bão hòa khí được vận chuyển về giàn công nghệ trung tâm số 2 (CTP-2), số 3
(CTP-3) để tách khí và tách nước triệt để. Các giàn nhẹ thường được xem là
các cụm đầu giếng, việc thu gom được thực hiện theo nguyên tắc kín, khí chỉ
được tách sơ bộ để đo và hỗn hợp sẽ tự chảy về giàn công nghệ trung tâm.

Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
11
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Chi tiết về quá trình thu gom sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch Hổ được
tiến hành như sau: Sản phẩm khai thác trên giàn BK-1, BK-2 và BK-3 được
đưa về CTP-2 để tách khí và tách nước. Sau đó dầu đã được tách khí và nước
được bơm đến kho nổi chứa - xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo
chu kỳ được chuyển đi UBN-4 “Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK- 4,5,6,8
và 9 theo các đường ống bọc cách nhiệt được vận chuyển về CTP-3. Sau khi
được tách khí và nước, dầu được bơm đi UBN-4 và UBN-3 “Chí Linh”. Vào
cuối năm 2003, mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm công nghiệp vận
chuyển sản phẩm không dùng máy bơm từ giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và
từ MSP-6 về MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu bão hòa khí được tách khí triệt để và
bơm về UBN.
Việc thu gom sản phẩm các giàn MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ được thực
hiện như sau: Trước khi đưa đường ống bọc cách nhiệt MSP-4→ MSP-9 vào
làm việc, dầu từ các MSP phía Bắc (MSP-3,4,5,6,7,8) được bơm theo tuyến
đường ống MSP-7→ MSP-5→ MSP-3→ MSP-4→ MSP-8 qua MSP-1, BK-2
và giàn ống đứng RB sang UBN-4. Sau khi đưa tuyến đường ống bọc cách
nhiệt từ giàn MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, việc thu gom dầu trong nội
mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí được vận chuyển từ giàn
MSP-6→ MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-4 được
bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→ MSP-9. Cùng đến MSP-9 còn có
sản phẩm đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dòng sản
phẩm sẽ đi theo tuyến ống MSP-9→ BK-3→ CTP-2 sau đó được đưa đến
UBN-1. Sản phẩm của MSP-1 và BK-7 được tách khí trên giàn MSP-1 sau đó
được bơm trực tiếp đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006, sau khi xảy ra
sự cố vỡ đường ống dẫn dầu từ MSP-3→ MSP-4, việc thu gom dầu trong khu
vực nội mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ MSP-6 được vận
chuyển sang MSP-4 để tách khí cùng với sản phẩm trên MSP-4, sau đó được

bơm sang MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-4→ MSP-9. Hỗn hợp dầu bão
hòa khí từ giàn MSP-7 được vận chuyển sang MSP-5 để tách khí. Sản phẩm
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
12
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
của giàn MSP-5,7 sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-3 được
bơm qua MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-5→ MSP-10→ MSP-9, sau đó
cùng với sản phẩm đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP-6 được vận
chuyển đến CTP-2. Sản phẩm của MSP-8 sau khi tách khí được bơm về
MSP-1, cùng với sản phẩm của MSP-1 chuyển sang CTP-3 để xử lý tiếp theo
bơm sang UBN-4.
Giàn CTP-2 và CTP-3 thu nhận sản phẩm đến từ các BK và dầu đã tách
khí đến từ các MSP để tách khí và nước sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó
chất lỏng được đưa qua bình tách nước sử dụng điện trường cao để tách nước
triệt để. Dầu thương phẩm từ CTP-2 và CTP-3 được bơm đi UBN-4, UBN-1,
trong trường hợp cần thiết có thể bơm sang UBN-3.
Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục được xử lý để tách khí, tách nước. Trên tất
cả các UBN công nghệ xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm được thực hiện
bằng phương pháp lắng đọng trong bể công nghệ ở nhiệt độ 50 ÷ 60
o
C. Ngoài ra,
trên UBN-3 còn lắp đặt thêm thiết bị tách nước sử dụng điện trường cao. Dầu
được xử lý nước tới hàm lượng 0,5 %, nước sau khi xử lý sẽ xả ra biển.
Mỏ Bạch Hổ hiện có 02 giàn nén khí: giàn nén nhỏ (MKS) ở cạnh
MSP-4 và giàn nén lớn (CKP) bên cạnh CTP-2. Khí cao áp từ các giàn MSP
phía Bắc được đưa về MKS, còn CKP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10
và MSP-11, BK-3,4,5,6,8, CTP-2 và CTP-3. Trên các MSP, khí bậc một đã
được thu gom, còn khí bậc tách thứ hai (trong bình 100 m
3
) hiện đốt bỏ trên

fakel của MSP. Khí bậc tách 1 trên CTP-2 và CTP-3 được thu gom thẳng về
CKP mà không sử dụng máy nén khí. Trên CKP và MKS, khí được xử lý và
nén lên áp suất khoảng 120 at, sau đó theo đường ống ngầm được vận chuyển
về nhà máy chế biến khí trên bờ.
CHƯƠNG 2
CÁC BƯỚC CƠ BẢN XÂY DỰNG MỘT TUYẾN ỐNG
Ngày nay trong các ngành sản xuất công nghiệp,đường ống và bể chứa
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
13
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
nói chung được sử dụng rộng rãi ở nhiều phạm vi khác nhau. Nó có tác dụng
quan trọng trong việc vận chuyển và cất giữ các sản phẩm công nghiệp mà
thiếu nó thì quá trình tự động hoá của một số ngành công nghiệp sẽ gặp nhiều
khó khăn, thậm chí không thực hiện được. Vì vậy, việc xây dựng một tuyến
ống phải được tuân thủ nghiêm ngặt theo các bước cơ bản sau:
- Công tác khảo sát: khảo sát chiều dài, vật liệu ; khảo sát địa hình, địa
mạo; khảo sát nền móng (ổn định đường ống)
- Tính toán công nghệ: tính toán bền, nhiệt, thủy lực.
- Xây lắp, thi công tuyến ống: ở đất liền, trên biển.
2.1. Công tác khảo sát
Công việc đầu tiên để tiến hành lắp đặt hệ thống đường ống là khảo sát
địa hình thực tế khu vực tuyến ống sẽ đi qua, làm cơ sở cho việc thiết kế
tuyến ống và lắp đặt sau này. Những vấn đề quan trọng cần phải quan tâm là:
- Việc lựa chọn tuyến ống là công việc then chốt trong quá trình xây lắp
đường ống trên đất liền và cần xem xét toàn diện các vấn đề liên quan đến xây
lắp trước khi hoàn thành tuyến ống. Thông thường sau khi đã xác định tuyến
ống sơ bộ bằng các bản đồ có sẵn, các kỹ sư phải khảo sát dọc tuyến ống để
thay đổi tuyến ống sơ bộ bằng các bản đồ có sẵn, để thay đổi tuyến ống cho
phù hợp với các vị trí gây khó khăn cho quá trình lắp ống. Trong giai đoạn
này người kỹ sư có thể lựa chọn các tuyến ống thay thế tại các đoạn trong

tuyến ống đã được xác định trước đó. Trong điều kiện hệ thống giao thông
tốt, việc vận chuyển thiết bị ra vào để lắp đặt tuyến ống trở nên dễ dàng.
Tuy nhiên, nếu điều kiện giao thông đường bộ và đường sắt yếu kém,
các kỹ sư cần phải giải quyết vấn đề vận chuyển một số lượng lớn ống đến
các vị trí dọc theo tuyến ống. Nếu các đường để vận chuyển không có sẵn thì
phải xem xét khả năng xây dựng các đường mới. Do vậy thường tuyến ống
được chọn sao cho nằm dọc theo hệ thống đường bộ và đường sắt có sẵn. Quá
trình khảo sát để lựa chọn tuyến ống chính xác đi kèm với quá trình đóng các
trụ bê tông đánh dấu các điểm giao nhau của tuyến ống. Thường thì cứ
khoảng 250 m sẽ được đóng một cọc bê tông để đánh dấu tuyến ống.
- Vật liệu chế tạo ống: chúng ta phải xác định được ngoại lực tác động
lên đường ống khi làm việc rồi chọn vật liệu và bề dày thích hợp để ống làm
việc an toàn.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
14
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
- Tổn thất áp suất trên tuyến: đây là vấn đề quan trọng nhất, để đảm bảo
các thông số vận hành. Vấn đề này liên quan đến việc lựa chọn đường kính
ống, lựa chọn những góc ngoặt thay đổi hướng của tuyến ống, lựa chọn các
thiết bị và phụ kiện của đường ống phải thích hợp.
- Công việc lắp đặt phải thuận tiện: nơi tuyến ống lắp đặt thuận tiện khi
vận chuyển tập kết vật tư ống cùng các phụ kiện cũng như phương tiện cơ
giới, sử dụng máy móc phục vụ công tác lắp đặt.
- Tuổi thọ lâu dài của đường ống thể hiện ở chất lượng thép vật liệu
làm ống, độ bền vững của các mối hàn ống, phương pháp bảo vệ ăn mòn
đường ống, thiết bị cũng như việc bảo vệ và bảo dưỡng sau này.
- Đảm bảo tính ổn định của đường ống, thể hiện ở việc tính toán khối
lượng, số lượng các gối đỡ, khối bê tông gia tải (đối với đường ống trên bờ
trong các trạm phân phối khí). Để tránh hiện tượng giãn nở vi nhiệt.
- Yêu cầu về môi trường: nhằm mục đích đảm bảo sức khoẻ cho con

người, tuổi thọ của thiết bị và bảo vệ môi trường trong suốt quá trình xây
dựng và vận hành tuyến ống. Luật môi trường Việt Nam được áp dụng trong
phần lớn các trường hợp. Luật môi trường Quốc tế sẽ được sử dụng chỉ khi
luật môi trường Việt Nam chưa đầy đủ hoặc không thích hợp.
2.2. Tính toán công nghệ
Để hệ thống đi vào sử dụng, đáp ứng những thông số đặt ra, chúng ta
phải tính toán thật chi tiết.Việc tính toán công nghệ khi thiết kế, thi công
đường ống bao gồm:
- Tính toán bền,
- Tính toán nhiệt,
- Tính toán thủy lực.
2.2.1. Tính toán bền cho đường ống
Chúng ta phải xác định được ngoại lực tác động lên đường ống khi làm
việc rồi chọn vật liệu và bề dày thích hợp để ống làm việc an toàn.
* Vật liệu chế tạo ống
Trong công nghiệp dầu khí, theo vật liệu ta chia ra ống cứng và ống
mềm. Ống cứng được chế tạo từ thép Cacbon, thép không gỉ, thép hợp kim.
Ngoài ra, tùy theo yêu cầu đặc biệt ta có thể dùng các vật liệu khác như gang,
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
15
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
kim loại màu: đồng, nhôm, titan ; ống phi kim: bê tông, bê tông cốt thép,
thủy tinh, sứ gốm; ống mềm chế tạo từ chất dẻo, cao su, sợi kim loại.
Ống thép chiếm tỷ lệ cao nhất, chúng có yêu cầu nhất định về cơ tính
và về thành phần hóa học, nhất là hàm lượng lưu huỳnh và phốt pho cùng với
các tạp chất khác. Thông thường người ta sử dụng thép hợp kim thấp, chịu
gia công nhiệt và có thể được thường hóa.
Đối với các môi trường ăn mòn, ta phải sử dụng loại thép chịu ăn mòn
cao và thành phần hóa học cũng đòi hỏi khắt khe hơn.
Theo tiêu chuẩn API, các loại thép thông thường mác 40

÷
110 có giới
hạn chảy cực tiểu 28
÷
77 kG/mm
2
và cực đại từ 56
÷
98 kG/mm
2
và giới hạn
bền kéo tối thiểu từ 42
÷
88 kG/mm
2
. Hàm lượng phốt pho cực đại từ 0,04
÷
0,11%, lưu huỳnh từ 0,06
÷
0,065%.
Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không quy chuẩn,
có giới hạn chảy thấp nhất 67
÷
120 kG/mm
2
và cao nhất 77
÷
126 kG/mm
2
,

giới hạn bền kéo tối thiểu từ 77
÷
134 kG/mm
2
, có hàm lượng C < 0,45%;
Mn 1,3
÷
1,7%; Si 0,15
÷
0,3%, được tôi, ram và thường hóa. Các thép bền cao
thường giòn, không phù hợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và khó
gia công cắt gọt. Với thép chịu ăn mòn, thành phần cực đại các nguyên tố như
bảng sau:
Bảng 2.1. Thành phần phần trăm của thép chịu mòn
Loại thép C
max
Mn
max
Mo
Ni, Cr,
Cu
P S Si
Lò điện,
Siemem
Martin
0,5 1,9 0,15- 0,3 0,5 0,44 0,06 0,35
Để chế tạo ống, người ta dùng công nghệ chủ yếu là cán và hàn, cá biệt
là có thể đúc, ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề
dày không đều và có độ ôval lớn. Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kỹ
thuật hàn thẳng, để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc.

Trong các hệ thống phân phối khí, người ta thường dùng các vật liệu
như sắt đúc, thép, polyetylen (PE), polyamit và đồng. Sắt đúc không dùng
cho ống có áp lực trên 200 kPa; ống thép dùng cho trường hợp áp lực rất cao;
ống polyetylen càng ngày càng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
16
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
tạo theo công nghệ polyme hóa etylen, có tỷ trọng từ 0,91
÷
0,96 có thể xem là
một vật liệu nhớt - dẻo. Có 2 loại phổ biến cho ống dẫn khí là PE-80 (tới
áp suất 420 kPa) và PE-100 (tới áp suất 700 kPa). So với ống thép thì ống
polyetylen bền với hóa chất, không bị ăn mòn, dễ vận chuyển và có tính kinh
tế, nhưng loại ống này không chịu được áp lực cao, khi nhiệt độ tăng thì độ
bền giảm. Ống polyamit có tính chất tương tự như ống PE nhưng có giới hạn
chảy, giới hạn bền, độ cứng và mật độ cao hơn, việc ghép nối không dùng
phương pháp hàn mà chỉ cán. Đồng là một loại vật liệu tuổi thọ cao, dễ sử
dụng song rất đắt tiền nên chỉ dùng cho các mạng phân phối trong nhà, không
dùng cho các ống dẫn chính.
Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có 2 loại chính, khác
nhau về mật độ phù hợp với hai điều kiện nổi trên mặt nước và chìm xuống
đáy biển. Đường ống mềm có hai phần là các đầu nối bằng kim loại và phần
thân ống, đầu nối liên kết với thân nhờ keo dán chuyên dụng. Mặt cắt của
thân ống mềm cứng từ ngoài vào trong thường có các lớp: lớp vỏ, lớp vải, lớp
kim loại - cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại, lớp dây sợi thứ hai và
lớp kim loại - cao su.
Khi làm việc, ống sẽ chịu kéo nén do trọng lượng bản thân, do áp suất
bơm, chịu áp suất của chất lưu và các ống ngầm còn chịu áp suất ngoài do
nước biển, đất đá, các ngoại lực do biến đổi nhiệt độ, các mạch đập áp suất.
Tuy nhiên, ống dẫn được xem như là ống nằm ngang nên tải trọng kéo nén do

trọng lượng bản thân có thể bỏ qua.
Sau đây là bảng đặc tính ống thép do Nga sản xuất:
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
17
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Bảng 2.2. Đặc tính ống thép do Nga sản xuất
TT Các loại ống
Kích thước của ống Quy
chuẩn
Đường kính
ngoài (mm)
Bề dày
(mm)
Chiều dài
(m)
1 Ống thép hàn 8
÷
1620 1
÷
4 1,5
÷
18 10704-63
2
Ống hàn - kéo
nguội và cán
nguội
5
÷
76 0,5
÷

3 1,5
÷
8,5 10704-63
3
Ống hàn với
mối hàn xoắn
vít
426
÷
1220 4
÷
12 10
÷
18 8696-62
4
Ống thép liền
cán nóng
25
÷
530 2,5
÷
75 4
÷
12,5 8732-70
5
Ống thép liền
kéo nguội và
cán nguội
1
÷

200 0,1
÷
12 1,5
÷
9 8734-58
6
Ống chế tạo
chính xác
4
÷
710 0,1
÷
32 1
÷
9 9567-60
7
Ống liền chịu
áp lực cao
6
÷
13 2
÷
4,5 0,5
÷
4 11017-72
8
Ống thép liền
gia công nóng
bằng thép
không gỉ

57
÷
325 3,5
÷
32 1,5
÷
10 9940-72
9
Ống liền gia
công nguội và
gia công nóng
bằng thép
không gỉ
5
÷
250 0,2
÷
22 1,5
÷
9 9941-72
10
Ống hàn bằng
thép không gỉ
8
÷
102 1
÷
4 1,5
÷
8 11068-64

* Tải trọng do áp suất trong ống
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
18
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Là tải trọng quan trọng nhất đối với ống vận chuyển. Để tính ứng suất
do áp suất trong gây ra, người ta thường dùng công thức Barlow cho tất cả các
loại vật liệu và các ống có quy chuẩn khác nhau:
δ
σ
2
.
ei
DP
=
(2-1)
Trong đó:
σ
: Ứng suất theo chu vi ống;
P
i
: Áp suất trong, KG/cm
2;
D
e
: Đường kính ngoài ống, cm;
δ
: Bề dày định mức của thành ống, cm.
Nếu xem
σ
0

là giới hạn chảy đối với vỡ ống, thì áp suất gây vỡ sẽ là:
e
v
D
S
P
.2
0
σ
=
- Khi tính toán phải kể đến các hệ số an toàn mà trước hết là an toàn do
chế tạo, thường chấp nhận hệ số 0,875 và ngoài ra phải tính toán đến sai số
khi thiết kế với hệ số 0,72 do đó:








=
e
v
D
xP
δσ
.2
875,072,0
0

(2-2)
Hoặc bề dày an toàn của ống phải là:
0
875,072,02
.
σ
δ
xxx
DP
ev
=
(2-3)
Trường hợp ống chịu cả hai áp suất trong P
i
và ngoài P
e
và thuộc vùng
đàn hổi (D
e
/
δ

>18), ta xem thành ống như một xi lanh mỏng đàn hồi, thì giá
trị ứng suất có thể theo công thức Lamé:
( )
( )
( )
e
e
eeei

P
D
DDPP
−
−
+−−
=
δδ
δδ
σ
2
1
2.2
22
(2-4)
Áp suất cho phép trong đường ống thường có ba giá trị (theo TCVN
1287-72);
+ Áp suất quy ước: là giá trị lớn nhất ở nhiệt độ môi trường 20
0
C, cho
phép ống và các phụ kiện làm việc lâu dài, xác định trên cơ sở lựa chọn vật
liệu và đặc tính bền của chúng ở nhiệt độ 20
0
C.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
19
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
+ Áp suất làm việc: là giá trị lớn nhất để làm việc lâu dài ở nhiệt độ
thực tế của môi trường được vận chuyển. Với các ống thép, phạm vi này trong
khoảng 0 ÷250

0
C, ống đồng (Cu), đồng thau : 0 ÷120
0
C.
+ Áp suất thử: là áp suất thử nghiệm thủy lực bằng nước về độ bền, độ
kín khi nhiệt độ không vượt quá 100
0
C.
* Tải trọng do áp suất ngoài ống
Tải trọng do áp suất bên ngoài ống có thể làm méo ống. Áp suất này ít
gây nguy hiểm cho ống dẫn, trừ trường hợp lắp ngầm sâu và trong ống rỗng
(không có áp suất bên trong). Giá trị áp suất bóp méo được tính bằng lý thuyết
và thực nghiệm, các đường ống có độ oval nhất định, bề dày không đều. Công
thức lý thuyết quen thuộc do Sarkixốp đề xuất đã lưu ý đến hai đặc điểm trên:
( )






−+−+=
cccd
uuvuvKP
σσσ
41,1
2
min
(2-5)
ς

2
0
KEu
=
(2-6)
3
min
.4
3
1
ρ
K
e
v
+=
(2-7)
Trong đó
E: Mô đun young, 2,1.10
6
KG/cm
2
;
c
σ
: Giới hạn chảy của thép, KG/cm
2
;
e: Độ oval của ống,
ba

ba
e
+
−
=
2
;
a,b là các bán trục của elip, thường chấp nhận e = 0,01
e
D
K
0
0
δ
=
;
e
D
K
min
min
δ
=
;
min
0
δ
δ
ρ
=

δδδ
,,
min0
: Bề dày trung bình, tối thiểu và định mức của thành ống, thông
thường với ống thép cán thì
0
δ
= 0,9
δ

và
δδ
875,0
min
=
.
Công thức (2-5) thuần túy lý thuyết, kết quả thấp hơn số liệu thí
nghiệm từ 30 ÷ 60%.
Quy chuẩn API đề nghị áp dụng các công thức thực nghiệm có lưu ý
đến độ oval của ống trong giới hạn các sai số. Khi xác định áp suất ngoài giới
hạn (áp suất bóp méo), người ta phân biệt hai trường hợp: ống thành dày và
ống thành mỏng căn cứ vào tỷ số D
e
/
δ
, với D
e
/
δ
bé thì thuộc vùng dẻo và giới

Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
20
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
hạn chảy của thép chiếm vai trò quan trọng, với D
e
/
δ
lớn sẽ thuộc vùng đàn
hồi, và lúc đó kích thước hình học giữ vai trò chính. Thực ra, không tồn tại
một quan điểm chính xác về sự thay đổi giữa hai vùng mà sự chuyển tiếp xảy
ra từng bước, nghĩa là có sự chuyển tiếp giữa hai vùng, các công thức phổ
biến của API như sau:
- Trong vùng dẻo:
14
<
δ
e
D
2
12.75,0













−=
De
D
P
e
cd
δ
δ
σ
(2-8)
- Trong vùng đàn hồi:
18
<
δ
e
D

















−=
2
6
110.4,4.75,0
ee
d
DD
P
δδ
(2-9)
- Trong vùng chuyển tiếp:












−=
046,0
5,2

.75,0
δ
σ
e
d
D
cP
(2-10)
Trong các công thức từ (2-8) đến (2-10),
c
σ
: Giới hạn chảy của vật liệu,
các giá trị P
d
tính ra KG/cm
2
. Các giá trị tính toán lớn hơn 25 ÷ 30% so với
công thức Sarkixốp.
2.2.2. Tính toán nhiệt
Khi vận chuyển trong đường ống, nhiệt độ của chất truyền tải được
truyền từ ống ra môi trường khí quyển nên nhiệt độ chất tải sẽ giảm dần theo
khoảng cách.
Với khí, nhiệt độ giảm sẽ dẫn tới sự ngưng tụ các thành phần lỏng hoặc
hình thành các chất ở thể rắn.Việc tính toán nhiệt là xác định sự thay đổi
nhiệt độ dọc theo tuyến ống để xác định vị trí có thể xảy ra hiện tượng độ
nhớt chất lỏng vượt quá giới hạn thiết kế hoặc chất khí bắt đầu ngưng tụ. Từ
đó, chúng ta có các giải pháp phù hợp, chủ yếu là:
- Ngăn cản hoặc giảm thiểu sự truyền nhiệt ra môi trường xung
quanh,tức là giải quyết bài toán về bảo ôn tuyến ống.
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51

21
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
- Dùng các giải pháp vật lý và hóa học để hạ thấp hoặc ngăn chặn sự
ngưng tụ chất khí.
Sự hiểu biết về quy luật thay đổi nhiệt độ theo đường ống là cần thiết
cho các nhà thiết kế cũng như vận hành. Viện sỹ Sukhôp là một trong những
người đầu tiên nghiên cứu về quy luật này. Ông đã tiến hành tính toán tổn thất
nhiệt cho đường ống dẫn một pha ở chế độ ổn định cho trường hợp chung
nhất. Trên tuyến ống tại khoảng x, ta khảo sát một phân tố dx (hình 2.1) và
xác định sự cân bằng nhiệt trong phân tố. Tổn hao nhiệt của phân tố trong một
đơn vị thời gian ra môi trường là:
dq = K(t - t
0
)πD
e
dx (2-11)
Trong đó:
t - Nhiệt độ chất lưu trong phân tố,
0
C
t
0
- Nhiệt độ môi trường,
0
C
πD
e
.dx - bề mặt của phân tố
K - Hệ số truyền nhiệt từ của chất lưu ra môi trường, wat/m
2

.
0
C.
Hệ số truyền nhiệt K, thực tế khi chế độ chảy ổn định vẫn thay đổi theo chiều
dài nhưng không đáng kể (< 3%) nên có thể xem là hằng số.
Mặt khác, khi chảy qua phân tố dx, nhiệt độ sẽ giảm đi dt.
0
C do vậy tổn hao
nhiệt sẽ là:
dq = -G.C
p
.dx (2-12)
Trong đó:
G - Tốc độ khối, KG/sec
C
p
- Tỷ lệ dung, Joul/KG.
0
C
Ở chế độ chảy ổn định, lượng nhiệt mất đi chính là được truyền vào
môi trường nên:
K(t - t
0
)π.D
e
.dx = -G.C
p
.dt (2-13)
Gộp các giá trị không đổi thành một hằng số chung là: α =
e

p
D .K
G.C
π
⇒
- dt = a(t - t
0
)dx (2-14)
Giả sử chiều dài tuyến ống là L, nhiệt độ đầu tuyến là t
1
và cuối tuyến là t
2
-
2
1
t
L
0
t 0
dt
a dx
1 t
=
−
∫ ∫
⇒ -
2 0
1 0
t t
ln .L

t t
 
−
= α
 ÷
−
 
⇒
aL
2 0
1 0
t t
e
t t
−
−
=
−
Thay t
2
= t
⇒
t = t
0
+ (t
1
- t
0
)e
-ax

(2-15)
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
22
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
Công thức (2-15) được gọi là công thức Sukhop
Hình 2.1. Sự thay đổi nhiệt độ, độ nhớt theo chiều dài
Khi xét đoán một cách chi li, ta lưu ý đến tổn hao masat dọc theo tuyến
ống sẽ biến thành nhiệt và nhiệt này bổ sung cho chất lưu.
Do đó viện sỹ Laybenzon về sau đã bổ sung thêm vào công thức Sukhop bằng
một hệ số b: t = t
0
+ b + (t
1
- t
0
- b)c
-al
(2-15a)
b =
e
G.i
.D .K.E
ρ
Trong đó:
i - Độ dốc thủy lực trung bình, tổn hao thủy lực trên một đơn vị chiều dài
E - Đương lượng cơ học của nhiệt
∆t = b(1 - e
aL
)
Ở đầu tuyến ống L = 0, ∆t = 0

Do dòng khí chứa các thành phần nặng, quá trình làm lạnh sẽ có một số
khác biệt từ nhiệt độ đầu ống t
1
đến với vị trí có nhiệt độ kết tinh của các
thành phần nặng vẫn tuân theo quy luật (2-15a). Trong phần đường ống xảy ra
kết tinh, tốc độ làm lạnh chậm lại do được bổ sung nhiệt tách ra từ quá trình
kết tinh, do đó ở phần này sự biến thiên nhiệt độ theo khoảng cách sẽ tuân
theo công thức Tremrhink.
t = t
0
+
K 0
C
t t
e
−
(2-15b)
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
23
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
C =
e
p
K x
K.D (x 1)
.X
G C
t 1
π −
 

ε
+
 
−
 
Một số tác giả đề nghị bổ sung vào (2-15) hiệu ứng Joul/Tomsons và chênh
lệch cao trình đường ống.
t = t
0
+ (t
1
- t
0
)e
-ax
- D
i
ax
1 2
p
P P 1 e A. Z
. .
1 C .l
−
 
− − ∆
 
α
 
 

(2-15c)
Trong đó:
D
i
- Hệ số Joul/Tomson, kể đến sự giảm nhiệt của khí khi giảm 1 at áp
suất.
D
i
= 0,3
0
C
A - Đương lượng nhiệt của công, A = 1/427 KKal Joul
∆% - Chênh lệch cao trình, m
t
k
- Nhiệt độ kết tinh của các thành phần nặng
l - Khoảng cách từ đầu tuyến (t
1
) đến vị trí kết tinh (t
k
), xác định theo
công thức (2-15).
ε - Số lượng các thành phần nặng tách ra khi tăng nhiệt độ từ t
k
đến t
x
.
x - Khoảng cách tính từ đầu tuyến, x > 1
x - Nhiệt ẩn của quá trình kết tinh
Để tính nhiệt độ dòng chảy tại điểm bất kỳ trong đường ống vận chuyển.

Hình 2.2. Đoạn ống tính toán nhiệt dòng chảy.
T
L
= T
S
+ (T
1
- T
S
)exp(-L/A) (2-16)
Trong đó:
T
S
- Nhiệt độ môi trường xung quanh
T
1
- Nhiệt độ tại điểm vào (L = 0)
T
L
- Nhiệt độ tại vị trí L
L - Khoảng cách nơi tính so với điểm đầu chất khí vào
A - Khoảng cách hồi phục nhiệt
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
24
Đồ án tốt nghiệp Trường: Đại học Mỏ Địa Chất
A =
p
WC
dU

π
(2-17a)
Hoặc một phương trình thực nghiệm khác của Shiu và Bégg;
A = C
1
3 5 6
2 4
C C C
C C
W .p ld (API) g
γ
(2-17b)
Trong đó:
C
p
- hệ số áp nén đẳng áp
C
1
= 0.0149 C
2
= 0.5253 C
3
= 22.9303
C
4
= 0.2904 C
5
= 0.2608 C
6
= 4.4146

W - Tổng lưu lượng khối lượng
ρ
L
- Khối lượng riêng pha lỏng tại điều kiện tiêu chuẩn, 1bm/ft
3
γ
g
- Tỷ trọng khi (γ
air
= 1)
D - Đường kính trong của ống
U - Hệ số truyền nhiệt
Phương trình sai số khoảng 5%
Thực tế, một đường ống có bảo ôn thường bao gồm các lớp: ống thép,
lớp chống ăn mòn, lớp cách nhiệt và lớp bảo vệ. Bài toán nhiệt phải tính toán
chi tiết: Truyền từ đầu ống và từ ống lần lượt qua các lớp được đặc trưng bởi
hệ số truyền nhiệt K
i
và bề dày khác nhau.
2.2.3. Tính toán thủy lực và các phương pháp tính
Chiếm khối lượng lớn khi thiết kế các tuyến ống mới cũng như khi
kiểm tra, sửa chữa các tuyến ống sẵn có cho phù hợp với yêu cầu cụ thể.
Nhiệm vụ của tính toán là phải xác định một trong các thông số: Khả năng
vận chuyển Q, áp suất đầu hoặc cuối tuyến, đường kính ống D, hoặc cả hai
thông số P và D. Quan hệ giữa P và D, P = f(Q) được gọi là đặc tính của
tuyến ống. Các kết quả tính toán phụ thuộc vào sơ đồ thủy lực, tính chất vật lý
của chất chuyển tải.
Căn cứ vào sơ đồ thủy lực, người ta phân chia ra ống đơn giản chỉ bao
gồm một cấp đường kính và không phân nhánh, còn ống phức tạp là tuyến có
đường kính thay đổi hoặc có phân nhánh. Loại ống đơn giản lại được phân

chia ra ống dài và ống ngắn. Nguyên tắc phân chia căn cứ vào tỷ lệ giữa tổn
hao cục bộ và tổn hao theo chiều dài. Thông thường khi tổn hao cục bộ bé
hơn 10% tổn hao dọc đường thì được xem là ống dài và ngược lại. Một tuyến
Sinh viên: Nguyễn Văn Cường A Lớp: Thiết bị Dầu khí K51
25