đồ án kỹ thuật dầu khí CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO KHẢ NĂNG VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN NỘI MỎ RỒNG VÀ BẠCH HỔ

Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
MỤC LỤC
CHƯƠNG 1 5
TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG 5
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
DANH MỤC HÌNH VẼ, BẢNG BIỂU
HÌNH
Hình 1.2 Đường cong chảy của một số chất lỏng Error: Reference source
not found
Hình 1. 3 Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm
lượng nước Error: Reference source not found
Hình 3.2 Nhiệt độ đông đặc của dầu phụ thuộc nhiệt độ xử lý bằng
Bicromat Natri Error: Reference source not found
Hình 3.3 Kết quả xử lý nhiệt lên tính lưu biến của dầu thô nhiều parafin
Error: Reference source not found
Hình 3.4. Tác dụng của từ trường lên nhiệt độ xử lý Error: Reference
source not found
BẢNG
CHƯƠNG 1 5
TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG 5
LỜI MỞ ĐẦU
Công nghiệp dầu khí Việt Nam là công nghiệp năng lượng quan trọng
nhất góp phần thúc đẩy các ngành công nghiệp khác cùng phát triển và tạo nền
tảng vững chắc đưa đất nước Việt Nam vững bước trên con đường CNH - HDH
đất nước. Tuy là một ngành công nghiệp còn non trẻ nhưng nó có vai trò to lớn
trong việc thúc đẩy nền kinh tế phát triển, tăng thu nhập quốc dân (GDP) và giải
quyết công ăn việc làm cho hàng ngàn công nhân và kĩ sư, cải thiện cuộc sống
của nhân dân trong cả nước.
Được chính thức thành lập vào 1975, phát triển và đi vào hoạt động rầm
rộ kể từ 6/11/1981 đánh dấu sự ra đời của XNLDVietsovpetro (xí nghiệp liên

doanh) giữa hai phía Việt Nam và Liên Xô (Nay là cộng hòa liên bang Nga).
26/6/1986 tấn dầu thô đầu tiên được khai thác từ mỏ Bạch Hổ mới thực sự
đánh dấu bước phát triển của công nghiệp dầu khí Việt Nam.
0h15’ ngày13/2/2003, tấn dầu thứ 100 triệu được khai thác từ hai mỏ
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Bạch Hổ và mỏ Rồng, một con số cho phép chúng ta tự hào và tạo bước khởi
đầu cho giai đoạn phát triển toàn diện của một tập đoàn kinh tế mạnh. Hiện
nay, Việt Nam đã khẳng định được vị thế của mình trong nền kinh tế quốc
dân và đứng ở vị trí thứ 33 trong các nước khai thác dầu trên thế giới, có sản
lượng dầu thô khai thác và xuất khẩu đứng vị trí thứ 3 khu vực Đông Nam
Á. Tuy nhiên ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam chỉ dừng lại ở việc khai
thác và xuất khẩu dầu thô đồng thời nhập sản phẩm đã qua xử lý, tinh chế
gây thất thu cho ngân sách nhà nước rất lớn. Do đó nhà máy lọc dầu Dung
Quất (Quảng Ngãi) đã được xây dựng đưa vào hoạt động, lô sản phẩm đầu
tiên được xuất vào tháng 02 năm 2009.
Hầu hết dầu thô khai thác ở thềm lục địa Việt Nam nói chung đều chứa
một hàm lượng parafin, asphalten và nhựa rất cao và đặc biệt ở mỏ Rồng có độ
nhớt và nhiệt độ đông đặc lớn. Vận chuyển dầu nhiều parafin có độ nhớt cao và
nhiệt độ đông đặc lớn như vậy đã gây rất nhiều khó khăn, phức tạp. Những phức
tạp đó bắt nguồn từ tính chất phi Newton của dầu nhiều parafin.
Vận chuyển dầu từ mỏ Rồng đến giàn CNTT-2 (công nghệ trung tâm số
2) và ngược lại với quãng đường dài hơn 28 km là một công việc hết sức khó
khăn trong việc xử lý và vận chuyển nhằm giảm nguy cơ lắng đọng parafin dọc
đường ống. Với đường ống được bọc cách nhiệt từ giàn CNTT-2 đến FSO-3
(tàu chứa dầu không bến số 3) phần nào đã giải quyết được sự quá tải ở khu vực
Nam mỏ Bạch Hổ,đồng thời tạo sự linh động giữa hai khu vực mỏ Bạch Hổ và
mỏ Rồng.
Mặc dù luận văn được thực hiện bằng tất cả lòng nhiệt tình và sự làm việc
nghiêm túc của người viết nhưng do thời gian có hạn nên không thể tránh khỏi

nhiều sai sót.
Rất mong được sự thông cảm, phê bình, góp ý của quý thầy cô và bạn bè để
hoàn thiện kiến thức và nội dung đồ án.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ MỎ VÀ DẦU BẠCH HỔ VÀ RỒNG
1.1.Vị trí địa lý – kinh tế của mỏ Bạch Hổ và Rồng
Mỏ Rồng nằm ở lô15-2 trên, thềm lục địa phía nam Việt Nam thuộc vùng
biển Đông Nam Bộ. Địa hình đáy biển tương đối bằng phẳng, trầm tích phổ biến
là cát có lẫn bùn, một ít đá cuội và vỏ sò mỏ bạch hổ ở lô 9. Mỏ Rồng cách mỏ
Bạch Hổ 30 km về hướng Tây Nam và cách cảng Vũng Tàu 120 km. Mực nước
biển tại khu vực này không sâu trung bình khoảng 40 - 50m. Ngoài hai mỏ này
thuộc bể Cửu Long còn phát hiện các mỏ dầu khác như Rạng Đông, Phương
Đông, Ru Bi, Sư Tử Đen,….vv.
Mỏ Rồng và Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ 26/06/1986, đây là 2 mỏ
được Việt Nam đưa vào khai thác với sản lượng lớn nhất.Quá trình khai thác
giữa hai mỏ này có sự liên kết với nhau: Dầu khai thác được từ Rồng chuyển
đến giàn CNTT-2 ở Bạch Hổ để xử lý, có những giếng khai thác bằng gaslipt ở
Rồng lấy khí từ Bạch Hổ đưa sang. Hệ thống đường ống thu gom vận chuyển
nội mỏ Bạch Hổ và Rồng thể hiện ở hình 1.1.
Hải dương học của khu vực mỏ Bạch Hổ và Rồng mang đặc tính của khu
vực biển Đông Nam Bộ. Cho nên chế độ thủy triều của khu vực là sự pha trộn
giữa chế độ nhật triều và bán nhật triều, trong đó chế độ nhật triều chiếm ưu
thế hơn.
Dòng chảy trong khu vực chịu tác động của nhiều yếu tố nhưng dòng chảy
chính phần lớn phụ thuộc vào chế độ gió mùa trong khu vực. Vào mùa gió đông
bắc từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau dòng chảy chính theo hướng Nam đến Tây

Nam. Tốc độ dòng chảy khoảng 0,75 – 1,75 m/s. Vào mùa gió Tây Nam (từ
tháng 5 đến tháng 9), dòng chảy chính có chiều ngược lại theo hướng Bắc đến
Đông Bắc, tốc độ dòng chảy khoảng 1 - 1,5 m/s. Nhiệt độ nước biển ở Bạch Hổ
và Rồng nói chung là 25-26
0
C.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Sản lượng khai thác dầu hiện nay ở mỏ Rồng và Bạch Hổ trung bình đạt
108 ngàn thùng dầu / ngày đêm, trong khi đó, tổng sản lượng khai thác toàn bể
cửu Long chỉ là 150 ngàn thùng dầu/ ngày đêm.Tổng sản lượng dầu của Việt
Nam hiện nay đang ở mức 180 ngàn thùng dầu / ngày đêm. Trong đó thuộc bể
Nam Cơn Sơn là 30 ngàn thăng/ ngày đêm
1.2 Đặc điểm và tính chất dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ.
1.2.1 Đặc tính hoá học.
Dầu thô mỏ Rồng & Bạch Hổ là một hỗn hợp của các hydrocacbon có số
cacbon như sau:
Từ C
1
đến C
5
ở dạng khí
Từ C
6
đến C
8
là chất lỏng có nhiệt độ sôi thấp
Tư C
9
đến C

12
là các chất lỏng có nhiệt độ sôi cao
Từ C
13
đến C
18
là các chất lỏng có nhiệt độ sôi rất cao
Từ C
17
đến C
40
là những parafin rắn có độ cứng khá cao ở nhiệt độ thường
và nhiệt độ nóng chảy cao.
Trong dầu thô ở đây có một số thành phần dễ đông đặc gây khó khăn trong
vận chuyển là:
 Parafin: Các hydrocacbon có số cacbon từ C
17
đến C
71
Những hydrocacbon có số cacbon từ C
40
trở lên là những parafin rắn có
khối lượng phân tử cao, dễ dàng tách ra khỏi dầu khi ở nhiệt độ thấp, kết tinh và
bám vào các đường ống dẫn, ống khai thác, ống vận chuyển gây hiện tượng lắng
đọng làm tắc nghẽn dòng chảy. Ngoài thành phần parafin còn hiện diện một số
hydrocacbon có số các bon nhỏ hơn C
17
trong chất lắng đọng ở nhiệt độ thấp
C15,C16 ( xem bảng 1.1)
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53

Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Bảng 1.1 Một số hydrocacbon hiện diện trong chất lắng đọng.

 Nhựa và asphalten: Đây là những hợp chất chiếm một lượng không
đáng kể trong dầu thô nhưng là những thành phần rất quan trọng quyết định tính
chất của dầu. Dầu thô chứa nhiều nhựa và asphalten thường có độ nhớt cao và
tuy dầu có điểm đông đặc không cao nhưng những chất lắng đọng lại bám dính,
rất khó xử lý. Ở điều kiện bình thường, hàm lượng nhựa và asphalten càng cao
thì tỷ trọng và độ nhớt của dầu càng cao.
1.2.2.Đặc tính vật lý.
a/ Khối lượng riêng (khối lượng thể tích).
Khối lượng riêng của dầu thô là khối lượng của một đơn vị thể tích dầu
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Số carbon
Điểm nóng
chảy (
o
C )
Pentadecan C
15
10
Hexadecan C
16
20
Octadecan C
18
28
Eicosan C
20
38

Tetracosan C
24
51
Triacotan C
30
69
Pentatriacotan C
35
75
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
thô ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cho trước. Ký hiệu là
0

Khi thay đổi T và P thì lưu chất sẽ thay đổi, đối với chất lỏng P ít
ảnh hưởng.
Trong phòng thí nghiệm xác định
0


theo công thức:
(1.1)
Trong đó: m khối lượng (kg); V là thể tích ( m
3
).
Đơn vị: kg/m
3
(đơn vị chuẩn) ; lb/cuft
Khối lượng riêng của dầu thô phụ thuộc vào nhiệt độ và có thể xác định
theo công thức D.I Mendeleev: (1.2)
Với là hệ số giãn nở nhiệt của dầu trong điều kiện đẳng áp

Nếu 780 860 kg/m
3
Bên cạnh đó khối lượng riêng là một trong những tiêu chí dựng để phân
loại dầu thô
Dầu nhẹ : đ
o
< 820 (kg/m
3)
Dầu trung bình : 820 < đ
o
≤ 880 (kg/m
3)
Dầu nặng : đ
o
> 880 (kg/m
3
)
Bảng 1.2 Đặc điểm khối lượng riêng dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ
Các tầng sản phẩm Loại dầu
Khối lượng riêng
ở 20
o
C

(kg/m
3
)
Mioxen dưới
Tầng móng
Dầu nhẹ

Dầu trung bình
Dầu nặng
Dầu nhẹ
820
_
861
862 – 866
908 – 914
847 - 852

b/ Tỷ trọng.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Tỷ trọng của dầu thô là tỉ số giữa khối lượng riêng của dầu thô so với
khối lượng riêng của nước ở cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.
Ký hiệu:
(1.3)

với :

Khối lượng riêng của dầu thô (kg/m
3
)
:

Khối lượng riêng của nước (kg/m
3
)
Ngoài ra trong công nghiệp dầu khí người ta thường xác định tỷ trọng của
dầu theo

o
API
(1.4)
với : Tỷ trọng của dầu thô ở 60
o
F. Tỷ trọng này tính ở điều kiện
nhiệt độ 60
o
F và 14.7 psia là điều kiện chuẩn hệ Anh – Mỹ.
Để phân loại dầu thô người ta cũng thường sử dụng
o
API :
Dầu nhẹ :
o
API ≥ 47
Dầu nặng :
o
API ≤ 30
dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ thuộc loại từ nhẹ đến nặng:
C/ Độ nhớt.
Độ nhớt (hệ số nhớt) của dầu là đại lượng vật lý đặc trưng cho sức cản
chống lại sự chuyển động của dầu thô. Hay nói cách khác dầu không chịu được
lực cắt nên khi xuất hiện lực này nó sẽ chảy ra và xuất hiện lực ma sát nội
tại.Trong nghiên cứu tính lưu biến thì thành phần này cực kỳ quan trọng, nó
quyết định khả năng vận chuyển của dầu trong đường ống và trong mọi trường
hợp người ta cố gắng hạ độ nhớt của dầu càng nhiều càng tốt.
Trong đó
ký hiệu đơn vị
à
o

: Độ nhớt động lực Pa.s hay cp
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
: Độ nhớt động học cm
2
/s hay cSt
1 cSt = 0,01 cm
2
/s
1 cp = 1 mPa.s
Quan hệ giữa độ nhớt động học và độ nhớt động lực:
à
o =
( 1.5)
Bảng 1.3 Độ nhớt của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ:
Tầng sản phẩm Loại dầu ở 50
o
C, m
2
/s ở 70
o
C, m
2
/s
Mioxen dưới
Dầu nhẹ
Dầu trung bình
Dầu nặng
6,9.10
-6

12. 10
-6
6,2 – 7. 10
-6
5,5. 10
-6
4,2. 10
-6
7,1. 10
-6
2,6 – 3. 10
-6
6,1. 10
-6
Tầng móng 3,3. 10
-6
3,7. 10
-6
d/ Tỷ số khí dầu.
Tỷ số khí dầu là tỷ số giữa lượng khí tách ra, trên mặt đất so với lượng dầu
thô còn lại trong bể chứa.
Ký hiệu: R
S
Đơn vị: m
3
/m
3
hay SCF/STB
Dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ: R
s

= 110 m
3
/1m
3

e/ Hệ số gión nở nhiệt đẳng áp của dầu thô.
Hệ số gión nở của dầu thô là sự thay đổi thể tích của dầu thô khi nhiệt độ
thay đổi ở áp suất không đổi (đẳng áp).
Ký hiệu:
Đơn vị: 1/
o
C
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
(1.8)
hoặc (1.9)
Thông thường : = 0.0006 ÷ 0.001 (1/
o
C)
Hệ số gión nở nhiệt đẳng áp của dầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng cũng nằm
trong giới hạn này.
f/ Sức căng bề mặt.
Sức căng bề mặt là sự mất cân bằng phát sinh do chênh lệch giữa các lực
hút phân tử của các phân tử dầu - khí ngay trên ranh giới dầu - khí
 Sức căng bề mặt càng lớn thì khí thoát ra càng ít.
Ký hiệu:
Đơn vị: dynes/ cm hay N/cm
1 dynes /cm = 10
-5
N/ cm

(1.10)
với P
ch
: Thông số Parachor
: Khối lượng riêng của dầu thô (chất lỏng) (kg/m
3
)
: Khối lượng riêng của khí (kg/m
3
)
M : Khối lượng phân tử (kg/kmol)
g/ Nhiệt dung riêng.
Nhiệt dung riêng của dầu thô là lượng nhiệt cần thiết để nung nóng 1 kg
dầu thô lên 1
o
C
Ký hiệu : C
o

Đơn vị : J

/kg
o
C
Công thức Crego :
(1.11)
với t: Nhiệt độ của dầu thô (
o
C)
Nếu xét đến ảnh hưởng của parafin lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ Bạch

SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Hổ và Rồng, ta có:
(1.12)
với P : Hàm lượng parafin (%)
: Khối lượng riêng của dầu thô ở 20
o
C (kg/m
3
)
C
Pa
:

Nhiệt dung riêng của parafin (J /kg
o
C)
C
Pa
= 2720 (J /kg
o
C)
Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ Bạch Hổ
và Rồng, ta có:
C = (1 – W). C
P
+ W.C
W
(1.13)
với w : Hàm lượng nước (%)

C
w
: Nhiệt dung riêng của nước (J /kg
o
C)
C
w
= 4200 (J /kg
o
C)
h/ Độ dẫn nhiệt.
Độ dẫn nhiệt của dầu là khả năng truyền nhiệt do dao động của các phần
tử mà không có sự dịch chuyển của các phân tử.
Ký hiệu :
Đơn vị : W/m
o
C
(1.14)
Nếu xét đến ảnh hưởng của parafin lên độ dẫn nhiệt của dầu thô, ta có độ dẫn
nhiệt của chất lưu tổng thể là:
(1.15)
với : độ dẫn nhiệt của parafin (W/m
o
C)
= 2,5 (W/m
o
C)
Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên độ dẫn nhiệt của dầu thô, ta có:
(1.16)
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53

Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
với λ
w
: Độ dẫn nhiệt của nước (W/m
o
C)
λ
w
= 0,62 (W/m
o
C)
k/ Nhiệt độ đông đặc.
Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ mà tại đó dầu thô bắt đầu xuất
hiện sự kết tinh parafin và dầu thô trở nên đặc. Dưới nhiệt độ này dầu thô mất
tính linh động và khả năng chảy.
Bảng 1.4 Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon
Nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ cũng giống như dầu
mỏ khác, phụ thuộc vào thành phần các hydrocacbon, các chất keo nhựa, hàm
lượng parafin . . . Ngoài ra tỉ lệ giữa parafin và asphalten sẽ quyết định đến nhiệt
độ đông đặc của dầu. Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon no tăng theo số
nguyên tử cacbon, số nguyên tử cacbon càng lớn thì nhiệt độ kết tinh càng cao
và ngược lại.
Nhìn chung dầu thô mỏ Rồng có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt cao hơn
dầu mỏ Bạch Hổ, do chứa nhiều các hợp chất keo nhựa hơn dầu thô khai thác ở
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Số nguyên tử
cacbon
Nhiệt độ kết
tinh(
o

C)
Số nguyên tử
cacbon
Nhiệt độ kết
tinh (
o
C)
16 18 20 37
17 22 23 50
18 28 25 54
19 35 27 58
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
mỏ Bạch Hổ.
1.2.3 Tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ.
Trong một khoảng nhiệt độ rất rộng, dầu thô là chất lỏng.
Tính chất của chất lỏng thể hiện qua độ nhớt có liên quan đến sự chảy của
nó. Quan hệ này được xem là tính lưu biến của chất lỏng. Vậy đặc tính phụ
thuộc dòng chảy theo ứng suất trượt giữa các lớp chất lỏng và độ nhớt gọi là tính
lưu biến của chất lỏng. Nói cách khác, sự phụ thuộc độ nhớt của dầu thô vào sự
biến đổi gradien vận tốc và ứng suất trượt giữa các lớp gọi là tính lưu biến của
dầu thô.
Từ khái niệm về tính lưu biến của chất lỏng, người ta chia dầu thô thành 2
dạng chất lỏng bao gồm:
 Chất lỏng Newton
 Chất lỏng phi Newton
1.2.3.1 Dạng chất lỏng Newton của dầu thô:
Dạng chất lỏng Newton là chất lưu mà chuyển động của nó tuân theo định
luật Newton.
(1.17)
với F : Lực ma sát giữa các lớp chuyển động (N)

0
: Độ nhớt động lực của dầu thô (m
2
/s)
S : Diện tích bề mặt ma sát (m
2
)
: Gradien vận tốc (1/s)
Ứng suất trượt :
(1.18)
với : Ứng suất trượt của chất lưu ( N/m
2
)
Độ nhớt của chất lỏng Newton chỉ phụ thuộc vào loại chất lỏng mà không
phụ thuộc vào vận tốc trượt và vận tốc trung bình của dòng chảy.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Đối với chất lỏng Newton, quan hệ giữa và là tuyến tính, là một
đường thẳng qua gốc toạ độ với hệ số góc là độ nhớt của chất lỏng:
(1.19)

1.2.3.2 Dạng chất lỏng phi Newton của dầu thô
Dạng chất lỏng phi Newton 1 lưu chất khi chuyển động không tuân theo
định luật Newton, được chia làm 3 loại:
 Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến không phụ thuộc thời
gian
 Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến phụ thuộc thời gian
 Chất lỏng dẻo đàn hồi.
a/ Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến không phụ thuộc thời

gian.
Loại này có thể mô tả được bằng phương trình đặc trưng tính lưu biến, bao
gồm các loại:
 Chất lỏng Bingham.
Chất lỏng này có tính chất như vật rắn đàn hồi, chỉ khi có tốc độ lớn mới có
tính chất của chất lỏng. Đó là các huyền phù mà giữa các hạt có sức hút lẫn
nhau, khởi đầu rất nhớt, sau đó mới chảy tốt như chất dẻo nhớt đàn hồi
khi ≤ : Chất lỏng không chảy
khi > : Xuất hiện chảy nhớt
Phương trình lưu biến :
(1.20)
với : Ứng suất trượt tĩnh (Pa) là giá trị mà áp lực tiếp tuyến phải thắng
được để gây ra sự trượt giữa hai lớp lân cận, khởi sự quá trình
phá huỷ cấu trúc trong dầu tạo ra dòng chảy. phát sinh do
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
quá trình tái tạo cấu trúc dầu ở trạng thái tĩnh có nhiệt độ thấp
nên nó là hàm số của thời gian tĩnh ( thời gian ngừng vận hành).
Thời gian càng dài thì cấu trúc càng bền và càng tăng, kéo
theo sự tăng của ứng suất trượt và do đó nó làm tăng áp suất
khởi động đường ống.
: Độ nhớt dẻo
Ví dụ : băn , sơn dầu, kem đánh răng, …
 Chất lỏng giả dẻo.
Là chất lỏng gần như dẻo, không có ứng suất trượt giới hạn, khác với
chất lỏng Bingham là nó bắt đầu chảy khi giá trị của còn rất nhỏ.
Hình 1.2 Đường cong chảy của một số chất lỏng.
Sự phụ thuộc của ứng suất trượt vào vận tốc là đường cong đi qua gốc
tọa độ và được biểu diễn bằng phương trình có dạng hàm số mũ:
;n<1 (1.21)

với k : Chỉ số độ sệt đặc trưng cho độ nhớt, độ nhớt của chất lỏng càng
lớn thì k càng lớn (hệ số nhớt của chất lỏng giả dẻo)
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 đổi trong một khoảng thay đổi
vận tốc trượt khá lớn
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
(1)
(4)
(3)
(2)
(1) : Chất lỏng Newton
(2) : Chất lỏng Bingham
(3) : Chất lỏng giả dẻo
(4) : Chất lỏng Dilatan
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Ví dụ: Các loại huyền phù chứa hạt không đối xứng, dung dịch polime. . .
đều thuộc loại chất lỏng giả dẻo.
 Chất lỏng Dilatan.
Không có giới hạn độ linh động nhưng khi gradien vận tốc tăng thì độ nhớt
tăng. Chất lỏng Dilatan là huyền phù đậm đặc mà các phân tử lơ lửng có sức đẩy
nhau ra.
Phương trình đặc trưng cho chất lỏng Dilatan :
(1.22)
Trong đó n > 1, ứng suất trượt thì giống như chất lỏng Newton ở giai đoạn
gradien vận tốc nhỏ nhưng khi gradien vận tốc đạt đến một giá trị nhất định thì
tăng đột ngột.
b/ Chất lỏng phi Newton có đặc trưng tính lưu biến phụ thuộc thời gian.
Đây là loại chất lỏng không thể mô tả bằng phương trình đặc trưng tính
lưu biến, bao gồm 2 loại:
 Chất lỏng Thixotropy có cấu trúc biến đổi khi tốc độ biến dạng

không đổi, độ nhớt giảm theo thời gian. Do đó độ nhớt của loại chất lỏng này
phụ thuộc vào hai thông số thời gian chuyển động và vận tốc của nó.
Ví dụ: Sữa chua là loại chất lỏng này
 Chất lỏng Rheological có cấu trúc chất lỏng không thay đổi khi
chuyển động, do ảnh hưởng của chuyển động đơn hướng mà độ chảy của nó bị
kém đi. Chất lỏng loại này phần lớn là các chất keo.
Ví dụ: Lòng trắng trứng
c/ Chất lỏng dẻo - đàn hồi.
Đây là loại chất lỏng có cấu trúc có khả năng phục hồi hình dạng khi
ngưng tác dụng lực và có tính nhớt.
Ví dụ: Các loại nhựa đều thuộc loại chất lỏng này.
1.2.3.3 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô.
Xem xét tính lưu biến của dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ phải trên cơ sở các
thông số ảnh hưởng. Cơ sở xây dựng tính lưu biến là dựa trên khái niệm về độ
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
nhớt. Do đó độ nhớt là thông số quyết định ảnh hưởng đến đặc tính lưu biến của
chất lỏng.
Nhưng độ nhớt của dầu thô là một hàm theo các thông số sau :

Trong đó
 S: Thông số biểu diễn tính chất tự nhiên của lưu chất, nó ảnh hưởng đến
độ nhớt của chất lỏng.
 T: Thông số biễu diễn nhiệt độ của chất lỏng, độ nhớt thay đổi nhanh
theo nhiệt độ. Ví dụ độ nhớt của một vài loại dầu giảm 10% khi nhiệt độ tăng
lên 1
o
C
 P: Thông số áp suất, nó không biểu hiện độ nhạy cảm như các thông số
trên. Tuy nhiên thực nghiệm cho thấy sự tăng áp suất có khuynh hướng làm tăng

độ nhớt của chất lỏng
 D: Thông số tốc độ trượt của lưu chất, tác nhân này ảnh hưởng rất nhiều
đến độ nhớt của chất lỏng. Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm độ
nhớt của chất lỏng.
 t: Thông số thời gian, nó ảnh hưởng đến độ nhớt một vài chất thuộc vào
dạng chất lỏng có đặc tính lưu biến phụ thuộc thời gian.
Ngoài các thông số cơ bản trên một số thông số đặc trưng sau đây cũng có
ảnh hưởng đến các tính chất lưu biến của dầu thô.
 Ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưu biến của
dầu tầng móng.
Sự xuất hiện nước trong dầu mỏ rồng làm cho tính chất lưu biến của dầu
xấu đi đáng kể. Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứng
suất trượt động của nhũ tương dầu - nước bắt đầu tăng một cách đáng kể.
Bảng 1. 5 Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu - nước
T
(
o
C)
Độ nhớt dẻo (mPa.s) của nhũ dầu – nước ở các điều kiện ngậm
nước
0% 10% 30% 40% 60% 68% 73% 82%
50 5,0 7 11 22 52 57 55 53
40 5,4 8 18 32 142 253 197 156
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
35 11 71 54 180 450 671 617 283
30 127 325 323 575 881 1111 1213 491
26 481 725 1120 1482 1635 1782 1563 616
Ứng suất trượt động (Pa )
40 0 0,2 0,4 0,7 1,8 2,6 2,3 1,2

35 0 2,3 3,4 3,5 4,2 5,7 4,5 1,5
30 4,2 9,8 5,8 6,6 9,0 9,2 7,5 6,2
26 16,6 18,1 25,0 26,7 33,1 35,6 14,2 8,4
Bảng 1.5 và hình 1.1 cho thấy hàm lượng nước trong dầu càng tăng thì
độ nhớt dẻo và ứng suất trượt động của nhũ càng lớn, như vậy khả năng lưu
chuyển của dầu trong đường ống càng khó khăn hơn.
Hình 1.2 sau đây cho thấy, khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 68%,
độ nhớt và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu - nước giảm đột ngột, chứng
tỏ nhũ tương nghịch“nước trong dầu” đã chuyển sang nhũ tương thuận “dầu
trong nước”
Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của hàm lượng nước đến các đặc tính lưu
biến của dầu tầng móng cho phép điều chỉnh hợp lý quá trình vận chuyển dầu
bằng đường ống.

SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Hình 1. 3 Mối tương quan giữa độ nhớt dẻo dầu tầng móng và hàm lượng nước
 Ảnh hưởng của độ bão hồ khí và nước đến các đặc tính lưu biến của dầu.
Ảnh hưởng của độ bão hồ khí và ngậm nước đến các thông số lưu biến của
dầu rất phức tạp và cho đến nay vẫn chưa có công trình nghiên cứu nào được
công bố.
Tuy nhiên các thông số lưu biến của mẫu nhũ tương dầu - nước có thể được
xác định trên máy đo độ nhớt RV-20 của hãng HAAKE dựng hệ đo cao áp
D100/300.
Khi lượng khí hồ tan trong dầu càng tăng, độ nhớt và ứng suất trượt động
càng giảm sẽ tạo điều kiện cho các hạt nước linh động hơn, có cơ hội xích lại
gần nhau, kết hợp với nhau và lắng nhanh hơn .
Một số kết quả nghiên cứu ban đầu về ảnh hưởng đồng thời của cả mức độ
bão hồ khí và ngậm nước (hàm lượng không lớn) đến các đặc tính lưu biến của
dầu khai thác tại các mỏ Rồng và Bạch Hổ được thể hiện trong bảng 1.6.

Bảng 1.6 Kết quả ảnh hưởng của mức độ ngậm nước và khí đến tính lưu
biến của dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 10 30 40 60 68 73 82


Hàm lượng nước ,%
Độ nhớt dẻo, Pa.s
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Độ nhớt dẻo của dầu ở các mức độ bão hồ khí và ngậm nước , mPa.s
Nhiệt độ đo
O
C
44,7 m
3
(khí) /T (dầu)
65,5
m
3

(khí)/T(dầu)
11% (nước) 21% (nước) 28% (nước) 21% (nước)
40 16 14 20 20
35 19 19 33 27
30 64 76 93 48
28 87 86 123 54
26 103 119 192 76
24 123 148 226 106
22 137 189 250 163
Ứng suất trượt động, Pa
40 0,5 0,8 0,7 0,7
35 1,25 2,0 3,0 2,1
30 4,8 6,0 4,9 4,6
28 5,0 6,3 5,2 5,2
26 5,1 6,8 7,1 5,6
24 5,3 7,5 7,8 6,0
22 6,6 9,0 8,8 7,04
Bảng 1-6 Cho thấy các parafin nặng kết tinh khá cao và tăng nhanh theo số
nguyên tử cacbon. Ban đầu các parafin kết tinh thành các tinh thể đơn sau đó
tích tụ thành dạng hạt.
 Ảnh hưởng của hoá phẩm: Các phụ gia có tác dụng làm giảm nhiệt
độ đông đặc, giảm độ nhớt, làm biến dạng tinh thể parafin rất tốt. Do đó việc sử
dụng phụ gia xử lý dầu trước khi bơm chuyển được áp dụng hầu như cho toàn
bộ dầu nhiều parafin. Việc sử dụng phụ gia hợp lý sẽ làm tăng tính lưu biến của
dầu thô, làm tăng hiệu quả vận chuyển dầu thô và phòng chống được lắng đọng
parafin đã được áp dụng ở Rồng và Bạch Hổ.
 Ảnh hưởng của hàm lượng keo - nhựa: Đây là những hợp chất
chiếm một lượng không đáng kể trong dầu thô nhưng là những thành phần rất
quan trọng quyết định đến tính chất của dầu. Dầu thô chứa nhiều keo nhựa sẽ có
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53

Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
đặc điểm làm cho dầu có độ nhớt cao nhưng nhiệt độ động đặc của dầu không
cao.Tuy nhiên những chất lắng đọng này lại bám dính, rất khó bị xử lý.
Từ kết quả nghiên cứu thực nghiệm chỉ ra rằng tính chất lưu biến của dầu
thô mỏ Rồng ở nhiệt độ thấp hơn 40
o
C tương ứng với cơ chế chuyển từ pha phân
tán tự do về pha phân tán liên kết. Khi đó làm tăng đáng kể độ nhớt dẻo, ứng
suất trượt tĩnh và ứng suất trượt động. Hiện tượng đó dẫn đến những trở ngại
đáng kể trong việc vận chuyển dầu thô trong các đường ống dẫn công nghiệp
nằm ở đáy biển không được bọc các lớp cách nhiệt.
1.2.4Nghiên cứu hiện tượng lắng đọng parafin.
Lắng đọng parafin trên thành ống là hiện tượng phổ biến khi vận
chuyển dầu thô mỏ Rồng bằng đường ống không cách nhiệt và nhiệt độ thấp hơn
nhiệt độ kết tinh parafin. Nó phụ thuộc vào thành phần hoá học của dầu, mức độ
tổn thất nhiệt và chế độ khai thác, vận chuyển. Kết quả phân tích thành phần
chất lắng đọng cho thấy đây là hỗn hợp gồm các parafin nặng, asphalten, tạp
chất cơ học . . . Trong đó asphalten và parafin chiếm một tỷ lệ lớn.
a/ Điều kiện thành tạo và nguyên nhân lắng đọng parafin.
Có 3 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 hồ tan khi
dầu bị nguội (yếu tố nhiệt độ)
 Khí bị tách ra dọc dòng chảy trong đường ống (yếu tố khí)
 Độ nhớt của dầu (yếu tố độ nhớt)
Ngoài ra do trạng thái bên trong của thành ống có độ nhám lớn, không nhẵn
bóng làm tăng hệ số ma sát dẫn đến mất năng lượng dọc đường, kéo theo tổn
hao áp suất bơm chuyển tăng. Khi áp suất giảm nhanh và giảm đến một giá trị
nào đó thì khí bắt đầu tách ra khỏi hỗn hợp. Khi đó trạng thái của hệ mất cân
bằng về nhiệt động học làm cho các tinh thể parafin có điều kiện hình thành.
Bên cạnh đó, nhiệt độ kết tinh của từng loại parafin của mỗi loại dầu khác

nhau, ở mỗi mỏ khác nhau, có nhiệt độ kết tinh khác nhau. Nhiệt độ kết tinh của
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
parafin là nhiệt độ mà tại đó các phân tử parafin bắt đầu hình thành tinh thể. Tại
nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng Newton, còn ở
nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ kết tinh thì dầu thô là một chất lỏng phi Newton.
b/ Cơ chế kết tinh parafin.
Khi nhiệt độ của dầu giảm xuống đến nhiệt độ kết tinh parafin, các tinh thể
parafin bắt đầu hình thành ở trạng thái tinh thể đơn. Mặc dù vậy hiện tượng lắng
đọng vẫn chưa xảy ra, các tinh thể parafin có khuynh hướng phân tán vào trong
dầu nếu nhiệt độ trên thành đường ống và nhiệt độ dầu là như nhau.
Vận chuyển dầu thô trong điều kiện nhiệt độ môi trường thấp, đường ống
không được bọc cách nhiệt, trên thành đường ống luôn lạnh hơn phía bên trong
và hiện tượng kết tinh, lắng đọng parafin liên tục xảy ra, nếu nhiệt độ thành ống
tiếp tục nhỏ hơn nhiệt độ dầu trong đường ống. Như vậy, giảm nhiệt độ của dầu
và chênh lệch nhiệt độ giữa thành ống và dầu là hai yếu tố quan trọng nhất quyết
định đến khả năng kết tinh và lắng đọng parafin. Ngoài ra một số yếu tố khác
cũng ảnh hưởng đến quá trình này là độ nhám bề mặt thành ống, kích thước và
hàm lượng parafin tạo thành, chế độ dòng chảy
Khi nghiên cứu dòng chảy của dầu thô trong đường ống một cách chi tiết,
người ta đã đưa ra hai cơ chế quan trọng của sự hình thành lớp lắng đọng trên bề
mặt thành ống. Đó là cơ chế “khuếch tán phân tử” và cơ chế “khuyếch tán tinh
thể và trượt phân tử”.
 Cơ chế “khuếch tán phân tử”.
Khi nhiệt độ thành đường ống giảm đến nhiệt độ kết tinh parafin thì cơ chế
“khuyếch tán phân tử” bắt đầu thể hiện. Nguyên nhân dẫn đến sự vận động của
phân tử parafin theo cơ chế này là do parafin kết tinh trên thành ống làm mật độ
phân bố parafin giữa các vùng trên cùng một mặt cắt dòng chảy không đồng
đều. Parafin khuyếch tán từ trong lõi dầu nơi có mật độ cao ra vùng sát thành
ống nơi diễn ra quá trình kết tinh, có mật độ parafin nhỏ.

Tốc độ khuếch tán của parafin hồ tan ra thành ống được xác định theo
khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống tính bằng phương trình
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Fick như sau:
(1.23)
Trong đó:
m: Khối lượng parafin khuếch tán và kết tinh trên thành ống trên một
đơn vị diện tích trong thời gian 1 giây (kg/m
2
.s)
: Khối lượng riêng của parafin rắn (kg/m
3
)
D: Hệ số khuếch tán của parafin trong dầu (m
2
/s)
dC/dr: Gradien tập trung parafin hồ tan theo nhiệt độ (1/
o
C)
dT/dr: Gradien nhiệt độ theo khoảng cách (
o
C/m)
Theo kinh nghiệm hệ số khuếch tán parafin tỷ lệ nghịch với độ nhớt động
lực của dầu.
D = B/µ
Trong đó:
B: Hằng số tỷ lệ ứng với từng loại dầu
µ: Độ nhớt động lực của dầu .
Trên nhiệt độ bão hồ parafin, dầu chưa bão hồ parafin và gradien tập

trung parafin bằng 0. Hệ số khuyếch tán và gradien tập trung parafin tăng ngay
khi nhiệt độ thành ống giảm tới nhiệt độ kết tinh parafin (đường ống mất nhiệt ra
môi trường bên ngoài). Tốc độ khuyếch tán tăng tới giá trị lớn nhất khi những
tinh thể parafin đầu tiên xuất hiện trên thành ống, sau đó giảm dần khi nhiệt độ
giảm đến gần nhiệt độ môi trường xung quanh. Phương trình Fick cũng chỉ ra
rằng: Nếu nhiệt độ thành ống cao hơn nhiệt độ dầu thì các chất lắng đọng tan trở
lại vào trong dầu.
 Cơ chế “khuyếch tán tinh thể và trượt phân tán”.
Khi nhiệt độ dầu giảm xuống thấp hơn nhiệt độ kết tinh, các tinh thể
parafin bắt đầu hình thành ngay trong dầu trong quá trình vận chuyển các tinh
thể parafin này có xu hướng khuyếch tán ra ngoài thành đường ống và dịch
chuyển với tốc độ trung bình theo hướng dòng chảy.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53
Đồ án tốt nghiệp Trường đại học Mỏ-Địa Chất
Tại thành ống các tinh thể này kết tinh với parafin đã kết tinh và lắng
đọng trước đó hoặc nó bị trượt trên thành ống do tác dụng vận tốc của dòng
chảy. Hiện tượng này được coi như là mô hình của cơ chế “khuyếch tán tinh thể
và trượt phân tử”. Từ khi xuất hiện hiện tượng kết tinh parafin trong lõi dầu, các
trung tâm kết tinh phân bố đồng đều hơn và do đó chất lắng đọng không chắc
bằng trước đó khi mới chỉ có hiện tượng khuyếch tán phân tử.
Yếu tố ảnh hưởng đến sự lắng đọng parafin theo cơ chế “khuyếch tán tinh
thể và trượt phân tử” là
 Vận tốc dòng chảy
 Mức độ tổn hao nhiệt
 Hình dạng và kích thước các tinh thể, các hạt parafin hình thành trong dầu
Cơ chế “khuyếch tán tinh thể và trượt phân tử” sẽ chiếm ưu thế nếu như
hàm lượng parafin trong lõi dầu cao, đó là khi nhiệt độ của phần lớn dầu đã
giảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh parafin.
Ở trạng thái bão hồ khí trong điều kiện vỉa, các dạng parafin khó nóng
chảy nằm trong trạng thái cân bằng hồ tan, khi thay đổi điều kiện cân bằng nhiệt

động và có sự tách khí từ dầu, các dạng parafin khó nóng chảy hơn ban đầu bắt
đầu hình thành các tinh thể.
Ở thời kỳ đầu của quá trình nêu trên, thực tế chưa ảnh hưởng đến khả
năng nâng chuyển chất lỏng trong cần ống khai thác hoặc ống dẫn. Tuy nhiên,
tuỳ theo sự giảm nhiệt độ, quá trình đó có ảnh hưởng rõ rệt đến tính chất lưu
biến của dầu khai thác và vận chuyển.
Quá trình lắng đọng parafin cao phân tử trên thành ống làm thu hẹp dần
tiết diện ướt của dòng chảy và có ảnh hưởng xấu đến khả năng nâng chuyển chất
lỏng. Quá trình lắng đọng parafin trong cần ống khai thác, trong đường ống dẫn
và trong các bình chứa là các hiện tượng khá phức tạp phụ thuộc vào thành phần
các chất nhựa, asphalten có trong dầu thô.
1.2.5 Các chỉ tiêu đặc tính hoá lý dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ.
SV: Nguyễn Văn Hiệp Lớp: KKT- K53