Quy trình thi công lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng đường ống dẫn khí Bà Rịa – Phú Mỹ

Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
LỜI NÓI ĐẦU
Đối với ngành công nghiệp dầu khí, việc vận chuyển các sản phẩm khai
thác từ trên mặt đất (miệng giếng) đến các điểm cất chứa, sản phẩm thương
mại được thực hiện bằng đường ống vận chuyển. Mọi tuyến ống phải được
tính toán thiết kế cẩn thận trên cơ sở tính toán bền, nhiệt và tính toán công
nghệ, đảm bảo cho quá trình vận hành được an toàn.
Được sự gợi ý và hướng dẫn của thầy Nguyễn Văn Thịnh em đã chọn
đề tài “Quy trình thi công lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng đường ống dẫn
khí Bà Rịa – Phú Mỹ ”.
Do thời gian có hạn và việc tìm hiểu còn chưa đủ nên không thể tránh
khỏi sai sót. Em mong các thầy cô góp ý kiến cho đồ án được hoàn chỉnh hơn.
Em xin chân thành cảm ơn thầy Nguyễn Văn Thịnh và tất cả các thầy
trong bộ môn Thiết Bị Dầu Khí và Công Trình đã giúp đỡ em hoàn thành đồ
án này.
Em xin chân thành cảm ơn !
Hà nội, tháng 6 năm 2009
Sinh viên
Phạm Khánh Toàn
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
1
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Chương 1
TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ THU GOM VÀ
VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ
1.1 Tình hình khai thác dầu khí ở Việt Nam
Hiện nay ở Việt Nam có 7 mỏ chính có tiềm năng lớn về dầu và khí
đốt. Gồm các mỏ Bạch Hổ, Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ, Rạng Đông, Ru By,
Việt Nam đang liên kết với nhiều tập đoàn dầu khí của các nước như Mỹ,
Nhật, Singapo, Malaysia… để tiến hành khai thác, thăm dò, tìm kiếm. Sản
lượng dầu khí khai thác hàng năm với hàng triệu thùng tuy nhiên trữ lượng

dầu ở các mỏ đang giảm dần, Vietsovpetro đang tiến hành hợp tác thăm dò,
khai thác ở nước ngoài.
1.1.1 Mỏ Tiền Hải Thái Bình
Là mỏ khí thiên nhiên trong đất liền đã được khai thác từ tháng 7/1987.
Trữ lượng ban đầu xác định trên 1.3 tỷ m
3
hàng năm có thể khai thác từ 20-
30 triệu m
3
khí dung cho công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình, hiện nay trữ
lượng còn khoảng 500 triệu m
3
.
1.1.2 Mỏ Rồng
Hiện nay mỏ Rồng đã bắt đầu khai thác ước tính trữ lượng khí của mỏ
Rồng khoảng 5 tỷ m
3
.
Trữ lượng mỏ Rồng được đánh giá cho bốn khu vực chính:
- Khu vực Trung Tâm Rồng (vùng giàn RP-1 và giếng R-1 và R- 2,16 )
- Khu vực Đông Bắc Rồng (vùng giếng R-3,6,7,8)
- Khu vực Đông Rồng (vùng giếng R-11,18)
- Khu vực Đông Nam Rồng (vùng giếng R-14,21)
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
2
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Bảng 1.1 Tổng lượng khí đồng hành và khí gaslift nghìn m
3
/ ng.đ
Năm Lượng khí theo khu vực mỏ Rồng

Đông nam Đông Đông Bắc Triển vọng Nam Rồng Tổng
2005 136,8 136,8
2006 162,7 162,7
2007 164,8 164,8
2008 161,7 79,9 442,2 683,9
2009 183,4 113,8 272,9 570,1
2010 202,4 209,8 249,4 70,0 731,6
2011 197,9 217,1 356,5 77,0 848,4
2012 176,6 167,4 327,5 55,5 727,1
2013 117,5 112,9 273,7 55,0 559,0
2014 104,9 101,3 252,4 50,4 508,9
2015 113,0 105,0 73,2 72,6 364,0
2016 90,1 114,8 34,4 86,6 325,8
2017 105,9 131,2 36,1 101,1 374,2
2018 109,5 147,0 37,0 116,2 409,7
2019 111,3 150,0 36,9 117,5 415,7
2020 154,4 120,1 274,5
1.1.3 Mỏ Lan Tây – Lan Đỏ
Hai mỏ này ở lô 06 do công ty BP phát hiện, trữ lượng ước tính khoảng
58 tỷ m
3
khí thiên nhiên. Đóng vai trò làm cơ sở cho sự phát triển của ngành
công nghiệp khí Việt Nam dựa trên những nguồn tài nguyên bền vững của đất
nước.Mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ nằm ở ngoài khơi, có vị trí khoảng 370 km về
phía đông nam của thành phố Vũng Tàu, trên vùng biển Việt Nam, ở độ sâu
125 m đối với Lan Tây và 180 m đối với Lan Đỏ. Các mỏ này đều chứa khí tự
nhiên (có nghĩa là một loại khí không đi cùng với dầu thô).
Các mỏ Lan Tây – Lan Đỏ có khả năng sản xuất một lượng khí xấp xỉ 3
tỷ m
3

một năm, và dự định có hiệu suất thương mại trong vòng ít nhất 20 năm.
Hiện nay dự án khí Nam Côn Sơn đang cung cấp cho các nhà máy điện
tại trung tâm Điện lực Phú Mỹ, giúp sản xuất ra khoảng 30% sản lượng điện
cả nước.
1.1.4 Mỏ Đại Hùng
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
3
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Nằm trong lô 05 – 1 thuộc vùng trũng Nam Côn Sơn cách Vũng Tàu
250 Km về phía Đông Nam trữ lượng khí ước tính khoảng 10 tỷ m
3
.
1.1.5 Vùng Mỏ khí Ruby, Rạng Đông
Do Petronas thăm dò, trữ lượng khí khoảng 20 tỷ m
3
.
Tuy nhiên ước tính về tiềm năng dầu và khí không bao giờ giống nhau,
phụ thuộc vào các nguồn thông tin và độ tin cậy của các dự báo nhưng các dự
đoán này về tiềm năng khí đốt được coi là khả quan và tiềm năng về khí của
Việt Nam là đáng kể.
1.2 Tổng quan về công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ
Để phục vụ việc khoan thăm dò và khai thác dầu khí mỏ Bạch Hổ, Xí
nghiệp Liên Doanh dầu khí VIETSOVPETRO đã xây dựng nhiều giàn khoan
biển và các tuyến ống dẫn dầu khí trong nội mỏ Bạch Hổ.
Hệ thống giàn khoan.
- 10 giàn MSP (MSP 1;3;4;5;6;7;8;9;10;11).
- 2 giàn công nghệ trung tâm CTP2 và CPC3
- 9 giàn BK (BK 1;2;3;4;5;6;7;8;9).
- 4 tàu chứa dầu (trạm rót dầu không bến).
- 1 giàn nén khí trung tâm CCP2.

- 1 giàn nén khí nhỏ MKS.
Sau gần 30 năm xây dựng và trưởng thành đến nay XNLD “
Vietsovpetro” đang tiến hành khai thác dầu khí tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng,
Đại Hùng.
Quá trình hoạt động khai thác dầu khí gắn liền với từng chặng đường
thiết kế xây dựng mỏ tại thềm lục địa Việt Nam của XNLD “ Vietsovpetro”.
Gần 30 năm qua đã có nhiều hồ sơ thiết kế xây dựng mỏ Bạch Hổ, mỏ khai
thác chính của XNLD, do các đơn vị khác soạn thảo với các giải pháp công
nghệ - kỹ thuật rất khác nhau, từ thiết kế cho từng khu vực đến thiết kế xây
dựng toàn mỏ, từ thiết kế cho một số thiết bị chính ban đầu đến hoàn thiện,
hiện đại hóa tất cả các hệ thống thiết bị của mỏ.
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
4
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Sơ đồ xây dựng mỏ Bạch Hổ được hoàn thiện trong “ Báo cáo chính
xác hóa sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ” do Viện NIPI,
XNLD soạn thảo năm 1999, được hai phía tham gia XNLD và chính phủ Việt
Nam phê duyệt. Sơ đồ xây dựng mỏ Bạch Hổ lần này được xây dựng trên cơ
sở đảm bảo khai thác dầu ở sản lượng đỉnh, khoảng 13 triệu tấn/năm bao gồm
tăng công suất xử lý sản phẩm khi tỉ lệ dầu bị ngập nước tăng cao (xây dựng
thêm giàn công nghệ trung tâm số 3, CTP – 3, với công suất xử lý dầu 15.000
m
3
/ngày), tăng công suất hệ thống bơm ép nước, đảm bảo duy trì áp suất vỉa
(xây dựng thêm giàn PPC, với công suất 30.000 m
3
/ngày). Hoàn thiện hệ
thống gaslift, đảm bảo khai thác bằng phương pháp gaslift các giếng trên các
MSP, BK, tăng công suất tiếp nhận, chứa và xuất dầu (xây dựng thêm UBN-
4). Hoàn thiện hệ thống cung cấp dẫn điện ngầm từ CTP – 2, CTP – 3 đến các

BK, hoàn thiện, hiện đại hóa hệ thống điều khiển, thông tin liên lạc của mỏ
đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế.
Đến nay XNLD “Vietsovptro” đã xây dựng các công trình tại mỏ Bạch
Hổ theo đúng sơ đồ xây dựng mỏ trong “ Sơ đồ công nghệ …1999”. Cụ thể
đã xây dựng 10 giàn MSP, 7 giàn nhẹ BK, 01 giàn công nghệ trung tâm (CTP
- 2), 01 giàn bơm ép nước (PPD - 40000), 01 giàn nén khí trung tâm, 01 giàn
nén khí nhỏ, 01 giàn nhà ở, 03 trạm rót dầu không bến và hơn 210 km đường
ống ngầm các loại. Hiện nay đã xây dựng thêm tổ hợp công nghệ trung tâm
(gồm giàn ống đứng, giàn công nghệ trung tâm số 3, giàn bơm ép nước PPD –
30.000 và giàn nhà ở cho 140 người),BK – 7 và BK – 9 cùng các tuyến đường
ống ngầm dẫn dầu, khí, nước.
Chương 2
KHÁI QUÁT CHUNG VỀ ĐƯỜNG ỐNG
2.1 Công dụng
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
5
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Trong phạm vi nội mỏ, người ta phải lắp đặt các đường ống để thu
gom, vận chuyển sản phẩm giếng, tạo thành một hệ thống có khối lượng lớn,
nhiều khi rất hỗn độn. Tuy vậy, mọi tuyến ống đều phải thiết kế cẩn thận trên
cơ sở các tính toán thủy lực, nhiệt và bền. Việc tính toán phải kể đến tốc độ
mở vỉa, điều kiện khí hậu, tính chất hóa lý của dầu-khí-nước.
Tốc độ mở vỉa là cơ sở để chọn đường kính ống thu gom. Khi mở vỉa chậm và
lưu lượng không lớn, thường chọn sơ đồ hai tuyến. Khi đó tiêu phí kim loại sẽ
tăng cỡ 12%, song cho phép loại trừ mạch đập áp suất và có thể vận chuyển
riêng biệt dầu không ngậm nước. Nếu tốc độ mở vỉa nhanh, ta có thể dùng
một tuyến ống bảo đảm thỏa mãn cho năng suất cực đại.
Với các mạng lưới phức tạp, cần sắp xếp giếng theo lưu lượng (ban đầu
và cuối cùng), theo địa hình, tính chất hóa lý ở các đối tượng khai thác khác
nhau. Các đối tượng có hàm lượng H

2
S cao hơn 3% cần bố trí thu gom riêng
để có biện pháp bảo vệ chống ăn mòn cho phù hợp. Điều kiện địa hình và khí
hậu đặt ra việc lựa chọn hợp lý tuyến ống. Một tuyến ống bao gồm các đoạn
ống, đầu nối, phụ kiện khóa chặn, dụng cụ đo, các gối tựa, giá treo, đệm làm
kín, cách nhiệt, chống ăn mòn… Các thông số cơ bản của đường ống là
đường kính (ngoài, trong) bề dày và chiều dày.
Các đường ống vận chuyển có thể là ống dân dụng phục vụ cho dân
sinh) và ống công nghệ (phục vụ cho sản xuất công nghiệp), có thể dùng vận
chuyển thể khí, lỏng và thể bọt. Các ống làm việc trong điều kiện phức tạp, áp
suất từ 0,01÷ 2500 KG/cm
2
và nhiệt độ -150 ÷ 700
o
C, chịu tải trọng bản thân,
áp suất, nhiệt độ, tải trọng sóng, gió và nền đất.
2.2 Phân loại.
Do yêu cầu đa dạng và tích chất làm việc phức tạp nên ống được phân
loại theo nhiều cách, chẳng hạn :
- Theo phương pháp lắp đặt: Ngầm dưới đất, ngầm dưới nước, trên mặt
đất hoặc được treo trên không.
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
6
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
- Theo tính chất được chuyển tải: Dẫn nước, dẫn dầu, dẫn khí, dẫn hỗn
hợp. Hoặc được chuyển động phân đoạn các chất khác nhau bằng các
nút ngăn cách.
- Theo đặc tính và trị số áp lực: Theo đặc tính, ta phân ra ống có áp và
ống tự chảy (không áp). Loại ống có áp lực, thông thường chất lưu lấp
đầy tiết diện ống. Trường hợp không lấp đầy thì có thể có áp lực, hoặc

tự chảy. Các ống lấp đầy thường là ống vận chuyển dầu thương mại,
ống thu gom, còn ống thu gom trong hệ thống kín thường không lắp
đầy. Trong ống không áp tự chảy, chuyển động thực hiện nhờ thực hiện
nhờ trọng lực, gây ra bởi chênh lệch cao trình ở hai đầu ống. Lúc đó
nếu dầu và khí chuyển động riêng rẽ, đường ống được xem là tự chảy
tự do hoặc không áp, còn lúc không có pha khí được xem là tự chảy có
áp.
Theo giá trị áp lực, ống dẫn dầu được chia ra loại cao áp (lớn hơn 60
KG/cm
2
), loại thấp áp (bé hơn 16 at) và loại trung bình.
- Theo nhiệt độ chất chuyển tải, ta chia ra ống lạnh (≤0
o
C ), ống nhiệt (>
50
o
C) và ống bình thường.
- Theo chức năng ta chia ra ống xả (từ miệng giếng tới bình tách đo), ống
gom dầu, gom khí, gom nước và ống dẫn dầu thương mại.
- Theo sơ đồ thủy lực, ống được xem là đơn giản nếu như không phân
nhánh và đường kính không thay đổi và ống phức tạp.
- Theo mức độ ăn mòn của chất chuyển tải ta phân chia ra ống cho môi
trường không ăn mòn, ít ăn mòn (nếu như tính chất làm gỉ ống thép
cacbon ≤0,1 mm/năm), ăn mòn trung bình (0,1 ÷ 0,5 mm/năm) và ăn
mòn cao (>0,5 mm/năm). Khi chuyển tải các chất lưu ăn mòn, người ta
thường dùng ống thép cacbon có bề dày lớn hơn quy chuẩn, thép hợp
kim, ống phi kim hoặc có biện pháp bảo vệ phía trong.
2.3 Vật liệu, công nghệ chế tạo ống
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
7

Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Trong công nghiệp dầu khí, theo vật liệu người 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, 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 tỉ lệ cao nhất. Thép ống có yêu cầu nhất định về tính
cơ lý 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 ÷ 100 có giới
hạn chảy cực tiểu 28 ÷ 77 và cực đại từ 56 ÷ 98 KG/mm
2
và bền kéo tối thiểu
từ 42 ÷ 88 KG/mm
2
. Hàm lượng photpho cực đại 0,04 ÷ 0,11%, lưu huỳnh từ
0,06 ÷ 0,065%.
Với thép chịu ăn mòn, thành phần cực đại các nguyên tố như bảng 2.1
Bảng 2.1 Thành phần % 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 0,04 0,06 0,35
Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không qui chuẩn,
có giới hạn chảy thấp nhất 67 ÷ 120 và cao nhất 77 ÷ 126, giới hạn bền kéo 77
÷ 134 KG/mm
2
, có hàm lượng cacbon thấp hơn 0,45%, Mangan 1,3 ÷ 1,7%,
Si 0,15 ÷ 0,3, được tôi, ram và thuần hóa. Các loại thép bền cao thường dòn,
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
8
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
không phù hợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và khó gia công cắt
gọt.
Căn cứ vào yêu cầu kĩ thuật, chế tạo, lắp ráp ống được chia ra 5 loại I÷
V theo điều kiện áp suất, nhiệt độ và 5 nhóm A,B,C,D,E theo tính chất môi
trường.
Để chế tạo ống, người ta dùng hai công nghệ chủ yếu là cán và hàn, cá
biệt có thể đúc. Ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề
dày không đều và độ oval lớn. Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kĩ
thuật hàn thẳng, để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc.
Bảng 2.2 cho thấy các đặc tính ống công nghệ của Nga và phương pháp chế
tạo.
Trong các hệ thống phân phối khí, người ta thường dùng các vật liệu
như sắt đúc, thép, polyetylen, polyamid và đồng, sắt đúc không dùng cho ống
có áp lực trên 200KPa, ống thép dùng cho trường hợp rất cao. Ống polyetylen
càng ngày càng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế tạo theo công
nghệ polymen hóa etylen có tỷ trọng từ 0,91 ÷ 0,96, có thể xem là một vật
liệu nhớt – dẻo. Có hai loại phổ biến cho ống dẫn khí là PE-80 (tới áp suất

420 KPa) và PE-100 (tới 700KPa). So với ống thép thì ống polytylen bền với
hóa chất, không bị ăn mòn, dễ vận chuyển và kinh tế, nhưng không chịu được
áp lực cao và 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 dán. Đồng là
một loại vật liệu có 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.
Bảng 2.2 Đặc tính ống thép công nghệ do Nga sản xuất
Thứ
tự
Các loại ống Kích thước của ống
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
9
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Đường kính
ngoài
(mm)
Bề dày
ống
(mm)
Chiều dài
(mm)
1 Ống thép hàn 8 ÷ 1620 1 ÷ 14 1,5 ÷ 18 ΓOCT 10704-63
2 Ống hàn – kéo nguội
và cán nguội
5 ÷ 76 0,5 ÷ 3 1,5 ÷ 8,5 ΓOCT 10704-63
3 Ống hàn với mối hàn
xoắn vít
426 ÷ 1220 4 ÷ 12 10 ÷ 18 ΓOCT 8696-62
4 Ống thép liền cán

nóng
25 ÷ 530 2,5 ÷ 75 4 ÷ 12,5 ΓOCT 8732-70
5 Ống thép liền kéo
nguội và cán nguội
1 ÷ 200 0,1 ÷ 12 1,5 ÷ 9 ΓOCT 8734-58
6 Ống chế tạo chính
xác
4 ÷ 710 0,1 ÷ 32 1 ÷ 9 ΓOCT 9567-60
7 Ống thép liền cho
các trạm áp lực cao
12 ÷ 129 3 ÷ 60 4,5
8 Ống thép liền chịu áp
lực cao
6 ÷ 13 2 ÷ 4,5 0,5 ÷ 4 ΓOCT 11017-64
9 Ống thép liền gia
công nóng bằng thép
không gỉ
57 ÷ 325 3,5 ÷ 32 1,5 ÷ 10 ΓOCT 9940-72
10 Ống thép liền gia
công nguội và gia
công nóng bằng thép
không gỉ
5 ÷ 250 0,2 ÷ 2,2 1,5 ÷ 9 ΓOCT 9941-72
11 Ống thép hàn bằng
thép không gỉ
8 ÷ 102 1 ÷ 4 1,5 ÷ 8 ΓOCT 11068-64
Trong khai thác và thu gom dầu khí, người ta còn dùng loại ống mềm
để truyền dẫn từ một điểm cố định đến một điểm có khoảng cách không cố
định mà thay đổi theo thời gian với một khoảng nhất định. Chẳng hạn như từ
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49

10
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
miệng giếng ngầm (trên đáy biển) tới các giàn khai thác kiểu nổi, dẫn chất lưu
từ ống cố định trên đáy biển lên tàu dầu hoặc truyền dầu từ tàu nọ qua tàu kia.
Ngoài ra, ống mềm còn dùng làm ống nâng, ống kiểm soát miệng giếng
ngầm.
Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có hai 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 liên kết với thân nhờ keo dán chuyên dụng.
Mặt cắt của thân ống mềm chìm từ ngoài vào trong thường có các lớp:
lớp vỏ Polyurethane, lớp vải, lưới kim loại – cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp
dây kim loại, lớp dây sợi thứ 2 và lớp lưới kim loại – cao su.
Loại ống mềm nổi có số lớp ít hơn bao gồm: lớp vỏ Polyurethane, lớp
vải, lớp cao su, lớp dây sợi, lớp cao su thứ 2 vả lớp cao su xốp.
2.4 Nhiệm vụ tính toán công nghệ
Khi thiết kế một đường ống, phải hoàn thành 3 bài toán công nghệ bao
gồm tính toán bền, tính toán nhiệt, và tính toán thủy lực.
2.4.1 Tính toán bền
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.
Khi làm việc, ống sẽ chịu kéo nén do trọng lượng bản thân, do áp suất
bơm, chịu áp suất trong của chất lưu và các ống ngầm còn chịu các 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.
2.4.1.1 Tải trọng do áp suất trong ống
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
11

Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
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
0
σ
là giới hạn chảy đối với vỡ ống, thì áp suất gây vỡ sẽ là:
P
v

=
e
D
δσ
0
2
;
Khi tính toán phải kể đến các hệ số an toàn mà trước hết là an toàn do
chế tạo, thường chấp nhận 0,875 và ngoài ra phải tính đến sai số khi thiết kế
với hệ số 0,72 do đó:
P
v
= 0,72 x 0,875








e
D
δσ
.2
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 hồi (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
−
−
+−−
=
)(2
1

)2.2)((
22
δδ
δδ
σ
(2-4)
Áp suất cho phép trong ống thường có ba giá trị ( theo TCVN1287-72):
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
12
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
- 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.
- Áp suất làm việc: 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: áp suất thử nghiệm thuỷ lực bằng nước về độ bền, độ kín
khi nhiệt độ không vượt quá 100

0
C.
2.4.1.2 Tải trọng do áp suất ngoài ống
Tải trọng do áp suất bên ngoài có tác dụng 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 trong). Giá trị áp suất bóp méo được tính bằng lý thuyết và
thực nghiệm, các đường ống có độ ôvan nhất định, bề dày không đều. Công
thức lý thuyết quen thuộc do Sarkixốp đề xuất đã lưu ý đến hai đặc điểm trên:
P
d
= 1,1K
min
[ ]
ccc
uuvuv
σσσ
4)(
2
−+−+

(2-5)
u = E.K
0
2
ς
(2-6)
v = 1 +
3
min
.4

3
ρ
K
e
(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 ôval của ống.
e = 2
ba
ba
+
−
;
a,b là các bán trục của elip, thường chấp nhận e = 0,01
K
0
=
e
D
0

δ
; K
min
=
e
D
min
δ
;
min
0
δ
δ
ρ
=
0
δ
,
min
δ
,
δ
: 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
min

δ
= 0,875
δ
.
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
13
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Công thức (2-5) thuần tuý lý thuyết, kết quả thấp hơn số liệu thí
nghiệm từ 30 đến 60%.
Quy chuẩn API đề nghị áp dụng các công thức thực nghiệm có lưu ý
đến độ ôval 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
thành mỏng căn cứ vào tỷ số D
e
/
δ
; Với D
e
/
δ
bé thì thuộc vùng dẻo và giới
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 cùng 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
P
d
= 0,75.2
2
1














−
e
e
c
D
D

δ
δ
σ
(2-8)
Trong vùng đàn hồi :
18>
δ
e
D
P
d
= 0,75.4,4.10
6
















−

2
1
ee
DD
δδ
(2-9)
Trong vùng chuyển tiếp :
P
d
= 0,75.












− 046,0
5,2
δ
σ
e
c
D
(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 đến 30%
so với công thức Sarkixốp.
2.4.2 Tính toán nhiệt
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
14
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Khi bơm dầu đã được đun nóng qua đường ống, nhiệt độ dầu bị giảm
do trao đổi nhiệt với môi trường xung quanh. Việc giảm nhiệt độ sẽ làm tăng
độ nhớt và dẫn đến tăng lực cản do ma sát.
Mục đích của việc tính toán nhiệt đường ống là xác định nhiệt độ dòng
chảy ở cuối đường ống và tổn thất do ma sát ở các giá trị nhiệt độ ban đầu và
lưu lượng của chất lỏng đã biết.
Sự sụt giảm nhiệt độ của lưu chất theo chiều dài đường ống được xác
định từ phương trình cân bằng nhiệt độ đối với đoạn ống dx (hình 2.1).
G.C.d.T
f
=
π
.K.D.(T
f
– T
0

)dx (2-11)
Trong đó : G – Lưu lượng dầu, m
3
/s
C – Nhiệt dung riêng của dầu
K – Hệ số truyền nhiệt từ dầu vào môi trường xung quanh
T
f
– Nhiệt độ biến thiên của dầu (nhiệt độ trung bình tại
mặt cắt đã cho).
T
0
– Nhiệt đọ môi trường xung quanh.
Chia biến số và lấy tích phân theo x trong khoảng từ 0 đến L (chiều dài
ống) và theo T trong khoảng từ nhiệt độ dầu T
d
ban đầu đến nhiệt độ dầu T
c
ở
cuối đường ống, chúng ta được :
n
L
Gc
DLk
TT
TT
c
d
π
=

−
−
0
0
(2-12)
Phương trình (2-12) được gọi là phương trình Sukhov V.G. Phần bên
phải của phương trình này được gọi là tiêu chuẩn Sukhov.
u
S
GC
DLK
=
π
(2-13)
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
15
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
dT
f
L
d
x
T
®
T
0
T
c
Hình 2.1: Sự sụt giảm nhiệt độ của lưu chất theo chiều dài đường ống
Đối với đường ống dùng để vận chuyển dầu Parafin, V.I Chernikin đề

nghị tính toán nhiệt ẩn từ quá trình kết tinh Parafin. Nếu cho rằng có quan hệ
phụ thuộc tuyến tính giữa số lượng Parafin tách ra và nhiệt đọ thì phần bên
phải của phương trình (2-12) có dạng :
Su =
π
KDL/ G(c +
χε
) (2-14)
Trong đó :

χ
: Nhiệt lượng ẩn từ sự kết tinh của parafin

ε
: Lượng parafin tách ra từ dầu khi nhiệt độ giảm xuống 1
0
C
Công thức (2-14) được ứng dụng ở nhiệt độ xảy ra quá trình tách.
Từ biểu thức (2-12) chung ta tìm được nhiệt độ chất lỏng ở cuối đường ống
như sau :
T
c
= T
0
+ ( T
d
– T
0
) e
u

S−
(2-15)
Từ công thức (2-15) đi đến kết luận:
Khi S
u
= 0 ta có chế độ vận chuyển đẳng nhiệt (T
c
= T
d
)
Khi S
u

∞→
nhiệt độ lưu chất ở cuối đường ống sẽ bằng nhiệt độ
môi trường xung quanh. Nói cách khác, với cùng một điều kiện về lưu lượng
và kích thước đường ống, giá trị tới hạn nhỏ S
u
tương ứng với tổn thất nhiệt
nhỏ vào môi trường xung quanh. Trong thực tế giảm tổn thất nhiệt lượng đạt
được nhờ vào việc sử dụng chất cách nhiệt. Khi cho trước tổn hao nhiệt độ (T
đ
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
16
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
- T
c
) việc sử dụng chất cách nhiệt cho phép tăng khoảng cách vận chuyển mà
không cần gia nhiệt cho dầu.
Phương trình Sukhov (2-12) được sử dụng trong trường hợp, khi tại tất

cả chiều dài của đường ống, hệ số truyền nhiệt K từ lưu chất vào môi trường
là không đổi. Khi thay đổi tính chất lý nhiệt của nền đất dọc theo tuyến ống
hay chế độ dòng chảy của lưu chất thì giá trị K cũng bị thay đổi. Do đó, việc
tính toán nhiệt của đường ống sẽ được tiến hành một cách riêng rẽ cho từng
đoạn khác biệt bởi đặc trưng của nền đất và chế độ dòng chảy của chất lỏng.
2.4.3 Tính toán thủy lực
Nhiệm vụ tính toán thuỷ lực chiếm khối lượng lớn khi thiết kế các
tuyến ống mới cũng như khi kiểm tra, sửa chữa các tuyến ống sẵn có 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 P, đường kính
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 thuỷ lực,
tính chất vật lý của chất được chuyển tải.
Căn cứ vào sơ đồ thuỷ lực, người ta 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 là 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
ống phức tạp có thể được phân ra nhiều đoạn đơn giản cho nên việc tính toán
cho ống đơn giản là cơ bản.
Căn cứ vào tính chất chất lưu, người ta chia ra:
- Chất lỏng một pha (Newton, phi Newton)
- Chất khí một pha
- Hỗn hợp dầu khí
- Nhũ tương nước – dầu
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
17
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
2.4.3.1 Ống dẫn chất lỏng Newton

1) Công thức cơ bản để tính toán thủy lực chất lỏng một pha
Để tính toán thuỷ lực đường ống, cần sử dụng phương trình Bernouli :
(Z
1
+
)
2
2
1
1
1
g
V
g
P
α
ρ
+
- (Z
2
+
)
2
2
2
2
2
g
V
g

P
α
ρ
+
= h
ms
(2-16)
Phương trình nêu tương quan năng lượng tương ứng với điểm đầu và
điểm cuối của tuyến ống đơn giản hoặc giữa hai tiết diện nào đố trên tuyến.
Z : Thế năng vị trí của chất lỏng, còn gọi là cột áp hình học;
g
P
ρ
: Thế năng áp suất, gọi là cột áp tĩnh;
g
V
2
2
: Tỷ động năng của chất lỏng, cột áp động học hoặc cột áp tốc độ;
α
: Hệ số coriolit, kể đến sự phân bố vận tốc; khi chảy rối chấp nhận
α
≈
1, khi chảy dòng
α
≈
2.
Đối với chất lỏng thực, có tính chất nhớt thì tổn hao dọc đường h
ms
bao

giờ cũng tồn tại và được gọi là cột áp ma sát tính theo công thức Dacry –
Weisback
∆
P
ms
= h
ms
.
ρλρλγ
.
2
..
2
.
22
V
D
l
g
g
V
D
l
==
(2-17)
h
ms
: Cột áp ma sát, m H
2
O ;

∆
P : Tổn hao áp suất do ma sát, Pa;
l : Chiều dài tuyến ống, m;
D : Đường kính ống, m;
V : Vận tốc chất lỏng, m/s;
g : Gia tốc rơi tự do, m/s
2
;
ρ
: Mật độ chất lỏng, Kg/ m
3
;
λ
: Hệ số sức kháng thuỷ lực, phụ thuộc chế độ chuyển động (số
Raynold Re) và độ nhám tương đối của vách ống
ε
i
D
e2
=
ε
(2-18)
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
18
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
e : Độ nhám tuyệt đối, cm;
D
i
: Đường kính trong của ống, cm;
Chế độ chuyển động của chất lỏng phụ thuộc theo số Reynolds, xác

định theo công thức :
R
e
=
µπ
ρ
υπυ
υ
ii
i
D
Q
D
Q
D
44
==
(2-19)
Q : Tốc độ thể tích, m
3
/s;
v : Tốc độ dài, m/s;
υ
: Độ nhớt động học, m
2
/s;
D
i
: Đường kính trong của ống, m;
µ

: Độ nhớt động lực, Pa.s (KG/m.s).
ở chế độ chảy dòng,
λ
= f(Re), khi Re < 2320,
λ
không phụ thuộc vào
độ nhám của ống, xác định theo công thức Stock
λ
=
Re
64
(2-20)
ở chế độ chảy rối, khi Re > 2320, giá trị
λ
được tính toán theo các công
thức thực nghiệm, tuỳ theo ba vùng thuỷ lực :
a) Vùng thuỷ lực phẳng : hệ số
λ
không phụ thuộc vào độ nhám, mà chỉ
phụ thuộc vào hệ số Reynolds, trong khoảng :
2320 < Re <
8
7
9,59
ε
(2-21)
Ta thường dùng công thức Brasius
λ
= 0,3164.Re
25,0−

(2-22)
b) Vùng chuyển tiếp : là vùng ma sát hỗn hợp, giá trị
λ
phụ thuộc vào cả
Re và độ nhám. Giá trị Re trong khoảng :
Re <
8
7
9,59
ε
<
ε
ε
lg765665 −
(2-23)
Để xác định
λ
, người ta đề nghị dùng các công thức “đa năng”. Bản
chất nó là : Khi Re lớn thì dùng dạng
λ
= f(
ε
), còn khi Re bé thì dùng dạng
λ
= f(Re).
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
19
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
ở Nga hay dùng công thức Ixaep:









+








∋
−=
Re
8,6
7,3
lg.8,1
1
1,1
i
D
K
λ
(2-24)
Hoặc công thức Antơsun:

25,0
Re
68
11,0








+
∋
=
i
D
K
λ
(2-25)
∋K
: Độ nhám tương đương e/D.
ở phương tây hay dùng công thức Kolbruc:









+
∋
−=
λλ
Re
51,2
3,7.D
lg.2
1
i
K
(2-26)
Công thức (2-26) có độ chính xác cao và tương đương đối với vạn năng
song việc vận dụng khó khăn vì
λ
có mặt ở hai vế, phải tiến hành tính gần
đúng theo phương pháp thử lặp. Công thức (2-25) dễ tính toán hơn và sai số
không đáng kể.
c) Vùng thuỷ lực nhám (ma sát bình phương):
λ
chỉ phụ thuộc vào
ε

chứ không phụ thuộc vào chế độ chảy Re, thường gọi là cùng tự chỉnh, với
mỗi giá trị độ nhám chỉ có một giá trị
λ
. Vùng này rất ít gặp trong công
nghiệp dầu, trừ khi lúc gặp sự cố hoặc ở giếng khoan hở. Giá trị
λ

thường xác
định theo công thức Nicurat:
λ
= (1,74 – 2lg
ε
)
2−
; (2-27)
Để xác định tổn hao ma sát, ngoài công thức (2-17) còn sử dụng công
thức tổng quát, do Laybenzon xây dụng trên cơ sở thay v = 4Q/
2
D
π
vào công
thức (2-17) và vận dụng thêm công thức (2-19) để có:
l
D
Q
Dg
lQ
hP
m
mm
m
mm
msms
ρ
υ
βγ
υ

βγ
.
.
.
5
2
5
2
−
−
−
−
=
−
==∆
; (2-28)
Trong đó:
m
A
−






=
2
4
2

π
β
Với chế độ chảy dòng, A = 64; m=1
chảy rối, A = 0,3164; m = 0,25
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
20
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
và ma sát bình thường, A = 0,11(K
∃
/D)
25,0
; m = 0
Để đánh giá tổn hao áp lực theo chiều dài ống, ta dùng khái niệm độ
dốc thuỷ lực là tổn hao ma sát trên một đơn vị chiều dài:
i =
m
mm
ms
D
Q
g
v
Dl
h
−
−
==
5
22
2

.
υ
β
λ
(2-29)
Ngoài tổn hao ma sát theo chiều dài tuyến ống, ta phải bố trí các van
chặn (khoá), van ngược, có các nút cong, các điểm uấn lượn...qua đó, dòng
chảy chịu tổn hao thuỷ lực phụ gọi là tổn thất cục bộ. Chủ yếu phụ thuộc vào
cột áp tốc độ, theo công thức:
h
cb
=
g
v
2
.
2
ξ
(2-30)
Trong đó :
ξ
: Hệ số kháng cục bộ, phụ thuộc vào Re, độ nhám và độ mở của tiết diện.
v : Tốc độ dòng chảy cục bộ.
Để thuận lợi, ta thường quy đổi ra chiều dài tương đương l
∋
để tính
toán theo công thức Darcy – Weisbach:
h
cb
=

g
v
D
l
2
.
2
∃
λ
(2-31)
Từ (2-31) và (2-31):
g
v
D
l
g
v
22
.
22
∃
=
λξ
(2-32)
Ta có:
Dl .
λ
ξ
=
∃

(2-33)
Các giá trị của
ξ
tra cứu theo cẩm nang thuỷ lực.
Khi tính toán tổn hao thuỷ lực do ma sát có tính đến tổn hao cục bộ ta
tính cho chiều dài lý thuyết (l
lt
) bao gồm chiều dài thực (l
tt
) và chiều dài tương
đương (l
∋
)
l
lt
= l
tt
+ l
∋
;
l
ms
=
g
v
D
l
lt
2
..

2
λ
.
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
21
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Với các tuyến ống có độ dốc địa hình và tổn hao cục bộ thì tổng tổn
hao sẽ là:
( )
cb
m
mm
cbzms
PZgl
D
vQ
PPPP ∆+∆±=∆+∆±∆=∆
−
−
..
.
.
5
2
ρρβ
(2-34)
Dấu ‘+’ bao gồm tổng các chiều cao nâng và dấu ‘-’ bao gồm các phần
hạ thấp của cả tuyến ống.
cb
PZg

g
v
D
P ∆+∆±=∆ .
2
.
1
.
2
ρρλ
(2-35)
2. Các bài toán
a. Bài toán cho tuyến ống đơn giản
Bài toán 1 : Xác định khả năng vận chuyển của tuyến ống khi biết
đường kính D, chiều dài l, tính chất vật lý chất chuyển tải, chủ yếu là mật độ
ρ
và độ nhớt
υ
, biết
Z∆
và
P∆
. Giả thiết với tuyến ống đã lắp đặt sẵn, kể cả
trạm bơm, ta phải tính toán Q có thể vận chuyển với áp suất đầu ra cần thiết.
Ta giả định các giá trị Q
i
, tính ra v
i
và chế độ dòng chảy Re theo công
thức (2-19), rồi tính toán hệ số sức kháng thuỷ lực

λ
theo công thức (2-20)
hoặc công thức (2-21) ; thay các giá trị thu được vào (2-34) sẽ có giá trị
i
P∆
,
lập đồ thị
i
P∆
= f(Q
i
). Từ giá trị
0
P∆
= P
1
– P
2
ta xác định được khả năng của
tuyến ống Q
0
( hình vẽ 2.2a).
Bài toán 2: Xác định đường kính tuyến ống D để có thể vận chuyển
được lưu lượng Q, khi biết chiều dài,
P∆
,
Zv ∆,,
ρ
. Bài toán nhằm lựa chọn
đường kính ống khi biết công suất trạm bơm, loại chất lưu, chiều dài, cao

trình tuyến ống để thoả mãn lưu lượng vận chuyển Q.
Trường hợp này, hệ số sức cản
λ
phụ thuộc vào Re và đường kính D,
nên cách giải tương tự như bài toán 1, từ các giá trị đường kính D
i
ở kho ống,
ta tìm ra
i
P∆
và xây dựng biểu đồ
i
P∆
= f(D
i
); từ
0
P∆
= P
1
– P
2
ta tìm được
D
0
(hình 2.2b).
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
22
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
P

0
P = f(Q)
P
0
D
0
D
P = f(D)
Q = const
D = const
Q
0
Q
a) b)
Hình 2.2: Biểu đò xác định Q
0
(a) và D
0
(b) cho tuyến ống đơn giản
khi chiều dài l,
vZ ,,
ρ
∆
.
b. Bài toán cho tuyến ống phức tạp: Là những tuyến ống đơn có đường
kính thay đổi hoặc tuyến có phân nhánh.
Tuyến đơn có đường kính thay đổi rất ít gặp, thường là các tuyến đã sử
dụng lâu, qua sửa chữa nhiều lần, do nhiều lý do phải thay đổi các đoạn
không có cùng kích thước quy chuẩn. Khi đó mỗi phần có cùng đường kính
trong được xem là một tuyến đơn giản. Khi đường kính thay đổi thì tốc độ

chất lỏng cũng thay đổi, còn
const=
ρ
, hình 2.3
Q
P
1
P
2
P
3
P
4
P
n
l
2
l
1
l
3
l
n
Hình 2.3: Ống nhiều cấp đường kính
Do đó tổng tổn hao là :
ρλ
.
2
.
2

1
1
i
n
i
i
i
in
v
D
l
PPP
∑
=
=−=∆
; (2-36)
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
23
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
Chúng ta gặp phổ biến các ống phân nhánh (thu gom hoặc phân phối),
ống phân dòng (song song), ống theo đường vòng.
Trường hợp ống phân nhánh, các nhánh được phân ra từ một ống chính
có đường kính không đổi hoặc có đường kính thay đổi. Khi đó, dọc theo
tuyến các giá trị Q và tốc độ chuyển động cũng thay đổi.
P
1
P
2
P
3

P
n
P
Q
1
Q
2
l
1
l
2
l
3
l
n
q
1
q
2
q
3
q
n
Hình 2.4: Tuyến ống được phân nhánh
Trên hình (2.4) chỉ ra sơ đồ phân nhánh từ một tuyến ống chính, lá trị lưu
lượng ban đầu là Q
1
, được chuyển tiếp bởi các giá trị q
1
ở các nhánh , với ống

gom ta lấy dấu ‘+’ và ống phân phối lấy dấu ‘-’, giá trị lưu lượng đầu ra của
tuyến ống là Q
2
:
Q
2
= Q
1

±
Q
2
= Q
1

∑
=
±
n
i
q
1
1
(2-37)
Trường hợp đường kính ống thay đổi D, giả thiết m không thay đổi:
Trong đoạn l
1
, chỉ vận chuyển lưu lượng Q
1
1

5
2
1
111
. l
D
vQ
PPP
m
mm
ρβ
−
−
=−=∆
(2-38)
Trong đoạn l
2
, vận chuyển lưu lượng Q
1

±
q
1

2
5
2
12
2122
.

)(
l
D
vqQ
PPP
m
mm
ρβ
−
−
±
=−=∆
(2-39)
Tất cả tổn hao trên toàn tuyến sẽ là :














±=−=∆
∑ ∑

=
−
=
−
n
i
i
m
n
i
i
m
m
n
lqQ
D
v
PPP
1
2
1
11
5
..
.
β
ρ
(2-40)
Ta thường gặp trường hợp thiết kế các đoạn l
i

có đường kính khác nhau
D
i
, khi chiều dài các đoạn và các giá trị q
i
lớn. Lúc đó cần lưu ý tới nhiệm vụ
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
24
Đồ án tốt nghiệp Trường ĐH Mỏ - Địa Chấ t
tăng khả năng vận chuyển, giảm tổn hao ở từng đoạn (khi thu gom) hoặc giảm
chi phí kim loại (khi phân phối)
Trên đoạn l
1
, có đường kính D
1
, vận chuyển chất lưu Q
1
1
5
1
2
1
111
. l
D
vQ
PPP
m
mm
ρβ

−
−
=−=∆
(2-41)
Trong đoạn l
2
, có đường kính D
2
, vận chuyển chất lưu Q
1

±
q
1
2
5
2
2
12
2122
.
)(
l
D
vqQ
PPP
m
mm
ρβ
−

−
±
=−=∆
(2-41)
và tổng tổn hao trên tuyến












±=−=∆
∑∑
=
−
=
−−
n
i
m
i
i
i
n

i
mmm
n
D
l
qQvPPP
1
5
1
2
1
2
1
...
βρ
(2-43)
Đương nhiên, nếu trên tuyến có sự thay đổi địa hình thì trong các công
thức (2-40),(2-43) ta phải thêm thành phần tổn hao hình học.
Để tăng khả năng vận chuyển khi giữ nguyên áp suất hoặc giảm tổn
hao ở phần cuối tuyến, người ta thường bố trí sơ đồ ống phân dòng, dạng
tuyến ống song song. Từ tuyến ống chính đường kính D
1
, ta bố trí thêm một
tuyến phụ đường kính D
2
bảo đảm vận chuyển lưu lượng Q
1
và Q
2.
Q

0
D
1
Q
2,
D
2
Q
1,
D
1
A B C
Q
0,
D
1
L
l
Hình 2.5: Sơ đồ ống có tuyến phân dòng
Trên đoạn phân dòng (hình 2.5) tổn hao cột áp trong cả hai nhánh là
như nhau
BA
hhhh −=∆=∆
2
dùng công thức (2-28) ta chứng minh được:
m
m
D
D
Q

Q
−
−








=
2
5
2
1
2
1
(2-44)
Phạm Khánh Toàn Thiết bị Dầu Khí – K49
25