ĐỒ án tốt NGHIÊP 2016 : “ Nghiên cứu xây dựng cơ sở dữ liệu địa chính phục vụ công tác quản lý đất đai phường Trần Nguyên Hãn, thành phố Bắc Giang, tỉnh Bắc Giang bằng phần mềm Microstation và Famis.”

MỤC LỤC
MỤC LỤC...........................................................................................................................................1
LỜI MỞ ĐẦU......................................................................................................................................4
CHƯƠNG I.........................................................................................................................................6
TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG.........................................................................................................6
1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng.........................................................................................6
1.1.1 Vị trí địa lý.............................................................................................................................6
1.1.2 Khí hậu vùng mỏ...................................................................................................................6
1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển...................................................................................8
1.3 Địa chất và địa vật lý..............................................................................................................11
1.3.1 Địa tầng..............................................................................................................................11
1.3.2 Cơ sở cấu trúc.....................................................................................................................13
1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng.......................................................................................14
1.4.1 Tính chất hóa học chung:....................................................................................................15
1.4.2 Tính chất vật lý:...................................................................................................................17
1.5 Tính chất lưu biến của dầu thô..............................................................................................19
1.5.1 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô.....................................................25
1.5.2 Tính chất lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng......................................................................28
CHƯƠNG II.......................................................................................................................................30
LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ
TRONG ĐƯỜNG ỐNG......................................................................................................................30
2.1.Hiện tượng lắng đọng parafin................................................................................................30
2.2 Cơ chế lắng đọng parafin.......................................................................................................31
2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng parafin........................................................32
2.3.1 Nhiệt độ..............................................................................................................................32
2.3.2 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan..................................................................33
2.3.3 Tốc độ dòng chảy................................................................................................................33
2.4 Tốc độ lắng đọng parafin trong đường ống............................................................................35
2.5 Ảnh hưởng của lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu.............37
CHƯƠNG III......................................................................................................................................40
CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC

CAO..................................................................................................................................................40
3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp.........................40
3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng...........................................................................41

1


3.3 Vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt...............................................................................................42
3.4 Xử lý dầu bằng hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc).....................................................43
3.5 Vận chuyển dầu cùng nước....................................................................................................45
3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí..................................................................................................46
3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách...............................................................................47
3.8 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp
hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề mặt đá vỉa..........................................................48
3.8.1 Cơ chế tác dụng của PPD và chất trợ hấp phụ (activator)...................................................48
3.8.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD.......................50
3.8.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng phương pháp hấp phụ PPD
lên bề mặt đá vỉa.........................................................................................................................50
3.8.4 Kết luận...............................................................................................................................52
CHƯƠNG IV.....................................................................................................................................54
CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ LẮNG ĐỌNG PARAFIN TRONG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THÔ. .54
4.1 Phương pháp cơ học..............................................................................................................54
4.2 Phương pháp nhiệt................................................................................................................56
4.3 Phương pháp dùng dung môi:...............................................................................................57
4.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng..................................................................................58
CHƯƠNG V......................................................................................................................................59
TÍNH TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU TỪ ĐH2 –ĐH1..................................59
5.1 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng...............................................................................59
5.1.1 Giàn xử lý và điều khiển trung tâm (giàn FPU-DH01)..........................................................59
5.1.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-DH02.................................................................................60

5.1.3 Phao CALM.........................................................................................................................61
5.1.4 . Tàu chứa nổi và xuất dầu (FSO).........................................................................................61
5.1.5 Hệ thống ống mềm phục vụ khai thác các giếng ngầm.......................................................62
5.2 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH2 - ĐH1..................................65
5.2.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực...............................................................................................65
5.2.2 Tính toán nhiệt...................................................................................................................66
5.2.3 Các nguyên tắc tính toán....................................................................................................66
5.2.4 Các công thức cơ bản để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển chất lỏng một pha....67
5.2.4.2 Công thức tính tổn hao cục bộ (Hc).............................................................................72
5.2.4.3 Góc nghiêng (độ dốc) thủy lực của đường ống............................................................73
5.2.4.4 Quan hệ giữa tổn thất do ma sát (Hd) và lưu lượng đường ống Q..............................75
5.2.4.5 Phương trình cơ bản tính toán thủy lực đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí..........76

2


5.3 Áp dụng cho công tác tinh toán trên đường ống dẫn dầu ĐH2- ĐH1.....................................78
5.4.Vận hành và bảo trì hệ thống khai thác và đường ống vận chuyển trên toàn mỏ Đại Hùng. .82
KẾT LUẬN CHUNG............................................................................................................................85

3


LỜI MỞ ĐẦU
Trong giai đoạn phát triển của đất nước hiện nay, cùng với tốc độ phát
triển của nền kinh tế và quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước,
năng lượng là một nhu cầu cấp bách, mang tính sống còn và giữ vai trò quan
trọng. Ở nước ta công nghiệp dầu khí là ngành công nghiệp mũi nhọn đóng
góp đáng kể vào ngân sách nhà nước.
Cùng với bề dày lịch sử phát triển của dầu khí Việt Nam nói chung, mỏ Đại

Hùng nói riêng được ghi nhận và luôn dẫn đầu trong các mỏ dầu lớn tại Việt
Nam. Mỏ Đại Hùng là một mỏ dầu thô và khí đốt đồng hành nằm tại lô số
05.1 ở phía Tây Bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn (thềm lục địa Việt Nam)
trên vùng biển Đông Nam biển Đông Việt Nam. Mỏ này được phát hiện năm
1988. Vào năm 2006, mỏ Đại Hùng được đánh giá là có trữ lượng dầu khí tại
chỗ mức 2P xác suất 50% là 354,6 triệu thùng (tương đương 48,7 triệu tấn)
dầu; 34,04 tỷ bộ khối (tương đương 8,482 tỷ m³) khí và 1,48 triệu thùng
(tương đương 0,19 triệu tấn) condensate.
Năm 1999, sau khi Petronas Carigali Overseas (Malaysia) rút khỏi Đại Hùng,
mỏ này được giao cho Vietsovpetro. Liên doanh đã thành lập xí nghiệp Đại
Hùng để tiến hành các công việc khai thác. Năm 2003, Zarabenzheft (Liên
bang Nga) là đối tác của Petro Vietnam trong liên doanh Vietsovpetro cũng
tuyên bố rút lui, Tổng công ty dầu khí Việt Nam(Petro Vietnam) được giao
tiếp tục đầu tư thăm dò và khai thác mỏ này. Đến đầu năm 2003, sản lượng
khai thác được ở mỏ Đại Hùng là: 3,327 triệu tấn dầu, 1037 triệu m³ khí đồng
hành.
Trong hoàn cảnh năm 2016 chứng kiến sự lao dốc của giá dầu thô thế giới,
giảm mạnh từ 100 USD xuống 50 USD mỗi thùng, thì những nghiên cứu
nhằm đưa các giải pháp công nghệ cải tiến sản xuất và tiết kiệm chi phí là rất
quan trọng. Nắm bắt được vấn đề nêu trên, trong khóa tốt nghiệp này em xin
4


được phép trình bày đề tài nghiên cứu về “Vận chuyển dầu có hàm lượng
parafin và nhiệt độ đông đặc cao từ ĐH2- ĐH1(mỏ Đại Hùng)” .
Trong suốt quá trình thực tập và xây dựng đồ án em đã nhận được sự
hướng dẫn, chỉ bảo tận tính của TS Trần Đình Kiên– trưởng bộ môn Khoan
Khai thác – khoa Dầu khí – đại học Mỏ -Địa chất; anh Nguyễn Hải Anphòng Khoan Khai thác– Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí ( PVEP)
Em xin chân thành cảm ơn thầy giáo TS Trần Đình Kiên và anh
Nguyễn Hải An, cũng các thầy, cô trong bộ môn Khoan – Khai thác đã giúp

đỡ em hoàn thành đồ án này. Trong quá trình xây dựng đồ án chắc chắn
không tránh khỏi các sơ suất về kiến thức và phương pháp trình bày. Rất
mong nhận được sự đóng góp của thầy cô và bạn bè.
Em xin chân thành cảm ơn!

5


CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG
1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng
1.1.1 Vị trí địa lý

Mỏ Đại Hùng nằm ở Lô 05.1a, ngoài khơi thềm lục địa phía Nam Việt Nam,
thuộc bể trầm tích Nam Côn Sơn với diện tích 530,14 km2, cách Vũng Tàu
265 km về hướng Đông Nam. Chiều sâu mực nước biển tại mỏ trung bình là
110m.

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng
1.1.2 Khí hậu vùng mỏ

Mỏ Đại Hùng nằm trong đới khí hậu xích đạo, mỗi năm có hai mùa, mùa mưa
từ tháng 4 đến tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau.
6


Nhiệt độ trên bề mặt và đáy biển xấp xỉ nhau. Vào mùa khô hang năm,
nhiệt độ trung bình trên bề mặt từ 270C đến 280C, mùa mưa từ 290C đến 300C.
Tại trạm khí tượng tại vùng nghiên cứu thì tháng có nhiệt độ thấp nhất là
tháng giêng với nhiệt độ 26.20C, cao nhất là tháng 5: nhiệt độ đến 30.5 0C.Ở

dưới mực nước biển, nhiệt độ vào mua khô trung bình từ 26-27 0C, mùa mưa
từ 28-290C.
Độ ẩm : nhìn chung khí hậu khô ráo, độ ẩm trung bình 60%.
Lượng mưa: lượng mưa chủ yếu tập trung vào mùa mưa với lượng
khoảng 2400mm, các tháng 1-3 gần như không có mưa, lượng mưa thấp nhất
vào tháng 2: khoảng 0.6-6.1mm, cao nhất vào tháng 10: khoảng 400mm.
Gió mùa: trong năm có hai mùa gió chính: tháng 1-4 hướng gió chính là
Đông Nam và Nam, tháng 6-10 hướng gió chính là Tây và Tây Nam. Tốc độ
gió lớn nhất vào tháng 1 và tháng 2 (từ 3.7-4.1 m/s).
Sóng : chế độ chia làm hai mùa:
•

Chế độ mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10, hướng sóng chính là
Tây và Tây Nam. Ngoài ra còn xuất hiện hướng song Tây và

Đông Nam.
• Trong tháng 11, song có chiều cao thấp hơn 1m chiếm khoảng
23.38% tháng 12 chiếm 13%. Từ tháng 11 đến tháng 1, sóng có
chiều cao hơn 5 m chiếm khoảng 4.9%.
Dòng chảy : dưới ảnh hưởng của gió biển Đông tạo nên dòng chảy đối lưu,
hướng và tốc độ chảy phụ thuộc vào hướng gió và sức gió, ngoài ra do ảnh
hưởng của các yếu tố như : sự chênh lệch khối lượng riêng của nước, thủy
triều địa hình đáy và cấu tạo đường bờ tọa nên những dòng chảy khác nhâu
như dòng triều và dòng trôi dạt. Đặc trưng của dòngtriều là thay đổi về hướng
và tốc độ thủy triều, tốc độ lớn nhất đạt 0.77m/s, thời gian lên xuống là 12
giờ. Dòng trôi dạt là do sự kết hợp giữa dòng tuần hoàn trong khu vực và
dòng do gió bề mặt tạo ra tốc độ 0.8-1.5m/s.

7

1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển

Lịch sử tìm kiếm - thăm dò và phát triển mỏ Đại Hùng có thể chia ra các
giai đoạn:
• Giai đoạn trước năm 1975
- Công ty Mobil-Shell đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D trên khu vực này
với mạng lưới tuyến 2x2 km vào các năm 1973-1974.
- Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng đầu tiên BB-1X tại cấu
tạo Đại Hùng và dừng lại ở chiều sâu 1750m trong trầm tích Plioxen.
• Giai đoạn từ năm 1975 đến năm 1993
- Năm 1985-1986 Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địa chấn
2D với
mạng lưới tuyến 1x1 km trên cấu tạo Đại Hùng. Công tác thu nổ và
minh

giải do Tổng công ty Dalmornhefchegeophsica thực hiện.
- Năm 1988 Vietsovpetro đã tiến hành khoan giếng khoan thăm dò đầu

tiên 05-DH-1X trên cấu tạo Đại Hùng. Kết quả thử vỉa 11 tầng sản phẩm
trong khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen đã
cho dòng dầu với lưu lượng lớn nhất đạt 3.088 thùng/ngày tại côn 64/64”.
Tiếp theo, năm 1989-1991 Vietsovpetro đã tiến hành khoan thăm dò với các
giếng 05-DH-2X và 05-DH-3X ở cánh Đông và cánh Tây của cấu tạo Đại
Hùng. Kết quả thử vỉa giếng 05-DH-2X cho dòng dầu công nghiệp trong 7
tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng
05-DH-3X là giếng khô.
- Năm 1991 Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát 238 km 2 địa chấn 3D
với khoảng cách tuyến là 100 m. Công tác thu nổ và xử lý được thực
hiện bởi công ty GECO-PRAKLA. Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấy

tầng phủ trầm tích tại cấu tạo Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, trong
phạm vi chứa sản phẩm đã xác định được 20 khối kiến tạo và được đánh số
thứ tự từ A đến Z, trong đó 8 khối đã được thăm dò.
• Giai đoạn từ năm 1993 đến nay
8


- Từ năm 1993 công ty BHPP đã trúng thầu và trở thành Nhà điều
hành đề án Đại Hùng. Tháng 6 năm 1993 BHPP đã tiến hành khoan thẩm
lượng giếng khoan 05-DH-4X trên khối D, kết quả thử vỉa cho dòng dầu cao
nhất đạt 3.255 thùng/ngày.
-Từ 1993-1994 BHPP đã tiến hành khoan các giếng khoan thẩm lượng
05-DH-5X và 05-DH-7X ở khu vực trung tâm (khối H và N), giếng 05-DH6X nằm ở phía Bắc (khối M) và giếng 05-DH-8X ở khu vực phía Nam
(khối B) của mỏ. Ngoại trừ giếng DH-6X (khối M) là giếng khô, các giếng
còn lại đều cho dòng dầu công nghiệp với lưu lượng dầu từ

3.000

thùng/ngày đến 8.000 thùng/ngày. Đồng thời trong thời gian này BHPP đã
tiến hành khoan các giếng khai thác 05-DH-1P, 05-DH-2P và 05-DH-3P tại
khu vực Khai Thác Sớm (EPS).
- Ngày 14/10/1994 BHPP đã hoàn thiện hệ thống thiết bị và giếng khai
thác, đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác với các giếng 05-DH-1P, 05-DH-2P,
05-DH-3P và 05-DH-4X, lưu lượng dầu tổng cộng ban đầu đạt cao nhất trên
35.000 thùng/ngày. Giếng 05-DH-4P được đưa vào khai thác tháng 4/1995,
giếng 05-DH-2P được chuyển sang bơm ép nước từ tháng 7/1995. Cũng
trong thời gian này các giếng khai thác được nghiên cứu giếng định kỳ để xác
định khả năng khai thác của các tầng sản phẩm.
- Năm 1997 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về công ty
Petronas Carigali Vietnam (PCV) sau khi BHPP rút khỏi đề án. Trong thời

gian 1997-1999 Petronas tiếp tục duy trì khai thác tại khu vực khai thác sớm.
Giếng khoan khai thác bổ sung DH-5P được khoan tại khối G và đưa vào
khai thác từ

tháng 10/1998 với lưu lượng dầu ban đầu khoảng 3.000

thùng/ngày. Hoạt động khoan thẩm lượng bổ sung trong giai đoạn này không
được tiến hành.
- Từ 8/1999 đến 8/2003 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về
Vietsovpetro. Trong thời gian này Vietsovpetro đã tiến hành khoan thêm 04
giếng thẩm lượng (DH-9X, DH-10X, DH-11X, DH-12X) và 03 giếng khai
9


thác (DH-8P, DH-9P, DH-10P). Giếng DH-9X được khoan tại khối L, kết quả
thử vỉa cho lưu lượng dầu 2.536 thùng/ngày từ tầng chứa cát kết. Giếng
DH-10X được khoan tại khối B, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng
không đáng kể (425 thùng/ngày từ cát kết và 258 thùng/ngày từ tầng
móng). Giếng DH-11X được khoan tại khối G với mục đích thăm dò tầng
móng, kết quả thử vỉa không cho dòng dầu. Giếng DH-12X được khoan tại
cánh sụt phía Đông, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng 6.456
thùng/ngày từ đá vôi.
- Các giếng khoan khai thác DH-8P, DH-9P và DH-10P được khoan tại
khối K+J với mục đích khai thác dầu và sau đó giếng DH-8P sẽ được chuyển
sang bơm ép nước đểduy trì áp suất vỉa cho khối K. Song song với công tác
khoan thẩm lượng, hoạt động khai thác tiếp tục được duy trì tại khu vực khai
thác sớm với 06 giếng có sẵn, trong đó giếng DH-2P là giếng bơm ép nước.
- Ngày 31 tháng 7 năm 2003, mỏ Đại Hùng dừng khai thác để tiến
hành sửa chữa giàn FPU-DH01 tại đà.
- Tháng 9/2003 mỏ Đại Hùng đã được bàn giao cho Công ty Thăm dò

và Khai thác Dầu Khí điều hành. Năm 2003 Công ty Thăm dò và Khai thác
Dầu Khí tiến hành khoan các giếng thẩm lượng DH-14X trên khối A và DH15X tại cánh sụt phía Đông Bắc mỏ, trong đó giếng DH-14X cho lưu lượng
dầu 4.400 thùng/ngày từ tầng chứa đá vôi, giếng DH-15X không tiến hành
thử vỉa do không có biểu hiện dầu khí. Hoạt động khai thác tại khu vực Khai
Thác Sớm với 05 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép có sẵn được nối lại từ
tháng 12/2004 với sản lượng khoảng 2.800 thùng/ngày.
- Các giếng khoan DH-7X, DH-12X, DH-8P, DH-9P, DH-10P đã được
hoàn thiện lắp đặt thiết bị khai thác lòng giếng và hệ thống khai thác ngầm
trong năm 2004 và được kết nối đưa vào khai thác trong tháng 08 và 11 /
2007.

10


-Từ 2008, PVEP triển khai kế hoạch phát triển mỏ Đại Hùng theo phê
duyệt của Chính phủ; đã hoàn thành 09/11 giếng phát triển và đưa vào khai
thác. Hai giếng khai thác còn lại sẽ tiếp tục được thi công vào quý 2/2014.
- Ngày 12/08/2011 giàn WHP-DH02 chính thức đón dòng dầu đầu tiên
từ giếng DH-12P với lưu lượng ban đầu 5000 thùng dầu/ ngày. Sau đó lần
lượt các giếng tiếp theo được đưa vào khai thác: DH-14P tháng 9/2011, DH16P, 17P tháng 10/2011, DH-13P tháng 11/2011, DH-15P tháng 9/2012 và
DH-19P tháng 12/2013. Các giếng DH-6P, 7P đã được hoàn thiện tuy nhiên
do sự cố thiết bị trong lòng giếng nên dự kiến sẽ đưa vào khai thác trong
Quý 2/2014.
- Như vậy, cho đến nay đã có 32 giếng khoan thăm dò/thẩm lượng và
khai thác (bao gồm cả giếng thăm dò mở rộng DH-21XP đang được thi công),
trong đó có 18 giếng đã được đưa vào khai thác và bơm ép nước: 10 giếng
khai thác, 01 giếng bơm ép trên FPU-DH01 và 07 giếng khai thác trên
WHP-DH02. Ngoại trừ các giếng DH-3X/6X/15X là giếng khô, giếng DH10X cho dòng dầu kém, các giếng còn lại đều cho lưu lượng dầu công nghiệp.
Tổng lượng dầu khai thác tích lũy từ đầu ở mỏ Đại Hùng đến hết ngày
31/12/2013 là 42,93 triệu thùng.

1.3 Địa chất và địa vật lý
1.3.1 Địa tầng

Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn với diện tích mỏ khoảng
28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Macma trước Đệ
Tam và các phân vị địa tầng tích có tuổi từ Đệ Tam đến Đệ Tứ.
Trầm tích Đệ Tam được phân chia nhỏ hơn: Hệ Neogen - Thống Mioxen gồm
các địa tâng: Mioxen dưới, Miocen giữa, Mioxen trên và hệ Neogen – Đệ Tứ
gồm các phân vị địa tầng: Plioxen, Đệ Tứ. Tổng chiều dày của các tầng trầm
tích Đệ Tam thay đổi trong khoảng từ 2.000-2.500m.
-

Các tầng trầm tích Mioxen dưới là trầm tích lục nguyên bao gồm các

tập cát sét xen kẽ và xen kẹp các lớp than, các tầng trầm tích được phân bố
11


rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng. Tầng trầm tích Mioxen dưới được phân chia
nhỏ hơn thành 3 tập có đặc điểm khác nhau: Tập trầm tích lục nguyên lót đáy;
tập trầm tích lục nguyên chứa than; tập trầm tích lục nguyên hạt mịn. Tập
trầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc phát
triển khai thác mỏ Địa Hùng. Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng và
khai thác mỏ, các tài lieeujminh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồ
cấu trúc, phân bố của tầng trầm tích Mioxen dưới toàn bộ mỏ. Do đặc điểm
trầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập
cát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng
đứng. Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tích
Mioxen dưới thành 7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khác
nhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếng

khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ.
Trầm tích Mioxen giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ Đại
Hùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan. Thành phần trầm tích bao gồm cát
kết hạt trung phía dưới và các lớp đá vôi ám tiêu, đá vôi silic nằm phía trên.
Chiều dày của tầng này thay đổi rất phức tạp từ 150-1159m, đặc biệt là sự
biến đổi bề dầy của các lớp đá vôi, gây khó khăn trong việc xác định phân bố
cũng như tính trữ lượng dầu và khí. Đá vôi kết tinh mạnh tạo sự phát triển các
hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ tạo điều kiện nâng cao độ chứa và thấm dầu khí.
Một số giếng đã được thử vỉa trong tập đá vôi của tầng trầm tích này ở khu
vực phía Nam và trung tâm mỏ cho dong dầu với lưu lượng cao trên 4000
thùng/ngày.
Tầng trầm tích MIoxen trên được phân bố khá rộng rãi trên toàn bộ mỏ,
gồm các tập trầm tích lục nguyên cát kết, sét mỏng và một số tập đá vôi. Nhìn
chung tầng trầm tích này có bề dày nhỏ hơn 2 tầng Mioxen dưới và giữa,
không chứa các vỉa dầu khí công nghiệp.
Tầng trầm tích Plioxen và Đệ Tứ gồm chủ yếu các lớp sét, bột bở dời,
với tổng chiều dày 700 – 1700m không có các vỉa dầu khí.

12


Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng
1.3.2 Cơ sở cấu trúc

Bình đồ cấu trúc mỏ Đại Hùng có dạng bán vòm kéo dài theo hướng
Đông Bắc- Tây Nam. Mỏ được giới hạn bằng các hệ thống đứt gãy lớn ở các
hướng Đông, Tây có hướng đổ về Đông Bắc và Đông Nam, hướng tây có
hướng đổ về Tây Bắc. Hệ thống đứt gãy của mỏ Đại Hùng rất phức tạp, chúng
chia mỏ thành các khối có đặc điểm thủy động lực học và chứa dầu khác

13


nhau. Về cấu trúc mỏ được chia thành các cấu trúc: tầng móng, Mioxen sớm,
Mioxen giữa, Mioxen muộn.
-

Tầng móng mỏ Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt phức tạp bởi hệ

thống đứt gãy. Phần cao nhất của móng ở khố L và thấp dần về phía Tây. Ở
phía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và khối F.
- Tầng cấu trúc Mioxen dưới: Tầng cấu trúc này được thể hiện trên các
bản đồ cấu tạo của các tang phản xạ H200, H150, H140, H100 và H90. Nhìn
chung hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ Đại
Hùng thành nhiều khối có sự khác nhâu về thủy động lực và nhiều đứt gãy
mang tính màn chắn.
- Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầng
phản xạ H30( Nóc tầng đá vôi). Nhìn chung bình đồ cấu trúc của tầng này khá
ổn định.
- Tầng cấu trúc Mioxen trên khá bằng và được mở rộng. Các hoạt động
của đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuối
Mioxen.
1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng

Bảng 1.1 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng
STT
1
2
3
4

5
6
7
8
9
10
11
12
13

TÍNH CHẤT CƠ BẢN CỦA
DẦU
Khối lượng riêng ở 15oC
Tỷ trọng d60/60
Tỷ trọng oAPI
Độ nhớt động học ở 50oC
Độ nhớt động học ở 70oC
Điểm chảy
Hàm lượng parafin
Trọng lượng phân tử
Hàm lượng COK Conradson
Hàm lượng nhựa
Hàm lượng Asphalten
Hàm lượng tro
< /td>
Hàm lượng muối Clo
Hàm lượng lưu huỳnh tổng số
Hàm lượng Nitơ
Hàm lượng cacbon

14

ĐƠN VỊ

KẾT QUẢ

g/ml
–
0
API
cSt
C
%KL
–
%KL
%KL
%KL
%KL

0,8708
0,8713
30,90
7,09
4,67
27
17,60
260,71
3,61
6,60
1,75

0,33

mg/kg
%KL
%KL
%KL

1608,33
0,11
0,039
85,46

o


14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

Hàm lượng Hydro
Hằng số đặc trưng KUOP
Áp suất hơi bảo hòa
Chỉ số axit

Hàm lượng tạp chất cơ học
Hàm lượng Vanadium
Hàm lượng Niken
Nhiệt lượng cháy trên
Nhiệt lượng cháy dưới
Tổng C1-C4 trong dầu
Thành phần phân đoạn chưng
cất đến
200oC
350oC
500oC

%KL
–
psi
mgKOH/g
%KL
ppm
ppm
KCal/kg
KCal/kg
%KL
%KL
%KL
%KL

12,62
12
1,96
0,15

0,092
0,06
2,36
10805
10153
0,68
15,34
46,52
78,15

1.4.1 Tính chất hóa học chung:

Dầu mỏ là 1 dạng hỗn hợp phức tạp của Hydrocacbon tự nhiên, có
thành phần và tính chất chủ yếu phụ thuộc vào lượng nguyên tử cacsbon và
hydro. Ngoài ra nó còn phụ thuộc vào một số tạp chất trong dầu như: Parafin,
Asphanlten, và một số chất keo nhựa, vô cơ: Lưu huỳnh, Nito… Thành phần
dầu mỏ thay đổi tùy theo loại dầu. Thông thường các hợp chất Hydrocacbon
chiếm trên 70%, các chất keo nhựa chiếm gần 20%, còn lại là các tạp chất vô
cơ, nhiều nhất là lưu huỳnh.
Dầu mỏ của các tầng dấu khác nhau có tính chất và thành phần khác nhau.
Các hợp chất Hydrocacbon trong dầu mỏ chủ yếu là ba loại chính.
Parafin (Alkan): Là một Hydrocacbon nó có công thức tổng quát:
CnH2n+2 (n≥1, nguyên). Trong điều kiện bình thường nó là mạch no thẳng
hoặc phân nhánh, có tính chất pha theo số nguyên tử Cacbon như sau:
n = 1 ÷ 4 : Tồn tại ở thể khí.
n = 5 ÷ 17 : Tồn tại ở thể lỏng.
n > 17 : Tồn tại ở thể rắn.

15

Khi n tăng thì nhiệt độ nóng chảy và nhiệt độ bốc hơi tăng, các
Hydrocacbon nóng chảy từ C5H12 đến C7H36 bốc hơi khoảng từ 28÷300 oC,
đây chính là thành phần của xăng và dầu hỏa, xăng chứa các Hydrocacbon từ
C11H24 đến C17H36.
Napten (Xycloalkan): Là một Hydrocacbon caaustrucs mạch vòng no
có công thức tổng quát CnH2n (n ≥3), các Hydrocacbon đã hoàn toàn bão hòa.
Trong thức tế dầu mỏ n thường có giá trị từ 6÷12 và dẫn xuất alkyl
CnH2n-2 (n≥2), có liên kết mỗi nối trong ba mạch và bộ hai nối đôi trong mạch,
số nhánh và số vòng càng tăng thì trọng lượng phân tử của nó cũng tăng lên,
Aren: Hay Hydrocacbon thơm có công thức chung CnH2n-6 (n≥6). Chiếm
tỉ lệ nhỏ trong dầu thô gồm Benzen và đồng đẳng của nó.
Thành phần các họ trên thay đổi tùy theo mỏ dầu, thường ở trong khoảng
sau:
- Alkan (Hydrocacbon no)
34÷70%;
- Naften (Hydrocacbon không no)
7÷38%;
- Aren (Hydrocacbon thơm)
12÷47%;
Ngoài ra trong dầu thô còn có các hợp chất phi hydrocacbon sau:
- Các chất nhựa – Asphalten: có hàm lượng thay đổi từ vài phần nghìn
đến vài chục phần trăm, dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng keo từ 13,2% ÷
26,5% phụ thuộc vào tầng dầu.
- Các hợp chất chứa Nito: Ở trong dầu thô có thể ở dạng hợp chất hoặc
khí hòa tan. Hợp chất đáng chú ý nhất của Nito trong dầu thô là Poocfiarin,
theo thuyết hữu cơ về nguồn gốc dầu mỏ thì đây là sản phẩm phân hủy của
Hemoflobin động vật và Poocfiarin thực vật. Nói chung là sự có mặt của Nito
sẽ ảnh hưởng không tốt đến dầu mỏ.
- Các hợp chất chứa oxy: gồm các axit béo, axit Naphten nằm trong

thành phần keo.
- Lưu huỳnh: tồn tại trong dầu thô ở dạng tự do hoặc dạng hợp chất
Sunphua, sự có mặt của lưu huỳnh làm giảm đi kinh tế của việc khai thác và
vận chuyển dầu, bởi lẽ nó sẽ tạo ra hợp chất có tính ăn mòn kim loại như H 2S,

16


H2SO4… sẽ phá hủy thiết bị và có ảnh hưởng xấu đến sức khỏe người lao
động.
Nhận xét :Dầu thô mỏ Đại Hùng có hàm lượng lưu huỳnh (0.11% khối
lượng) và hàm lượng kim loại thấp, do đó có giá trị cao về mặt thương mại.
1.4.2 Tính chất vật lý:

1.4.2.1 Khối lượng riêng:
Khối lượng riêng của dầu mỏ là khối lượng của một đơn vị thể tích dầu mỏ ở
điều kiện xác định.
Thường thì người ta đo khối lượng riêng của dầu ở những điều kiện nhiệt độ
khác nhau ngoài thực tế, bởi vậy giá trị thu được cũng rất khác nhau, khác với
điều kiện tiêu chuẩn. Vì vậy, để so sánh và tính toán chính xác cần phải quy
đổi về điều kiện tiêu chuẩn (ở mặt đất T= 20 0C và P= 1at) bằng công thức
sau:
t

d

20
d

=

+ α.(20-t)

Trong đó :
t

d

là khối lượng riêng cảu dầu mỏ ở điều kiện tiêu chuẩn.

20
d

là khối lượng riêng của dầu mỏ ở điều kiện nhiệt độ t0C

α là hệ số giãn nở thể tích, có thể tra cứu từ sách, nó phụ thuộc vào chất
lượng của dầu mỏ
Đơn vị khối lượng riêng : g/cm3; kg/dm3; t/m3; API0
Khối lượng riêng của dầu mỏ dao động trong khoảng 0.7-1.1 g/cm3. Dầu nhẹ
có

<0.828, dầu trung bình 0.837-0.861 và dầu nặng > 0.8848 g/cm3.

Nhận xét : Dầu thô mỏ Đại Hùng thuộc loại dầu trung bình có khối lượng
riêng ở 150C là 0.8708 g/cm3 và tỉ trọng d60/60 là 0.8703 g/cm3
1.4.2.2. Độ nhớt:
Độ nhớt hay còn gọi là ma sát trong là tính chất đặc biệt của các phần tử chất
lỏng hay chất khí chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa chúng dưới tác
động của ngọai lực.
F = µ.

S

hay µ = .

17


Trong đó :
F là ngoại lực buộc các phần tử chất lỏng chuyển động.
µ là hệ số nhớt của chất lỏng.
∆v là chênh lệch vận tốc các phần tử chất lỏng
∆d là khoảng cách giữa hai lớp chất lỏng
S là diện tích lớp chất lỏng
µ = N.s/m2= Pa.s
- Độ nhớt tuyệt đối: là khả năng chất lỏng chống laị sự dịch chuyển tương đối
của các lớp chất lỏng dưới sự tác động của ngoại lực.
- Độ nhớt tương đối là tỉ số độ nhớt tuyệt đối của chất lỏng khảo sát với độ
nhớt tuyệt đối của nước ở cùng một nhiệt độ. Trong thực tế sản xuất người ta
thường dùng khái niệm này.
- Độ nhớt động học là tỉ số giữa độ nhớt tuyệt đối và khối lượng riêng của
chất lỏng. Độ nhớt động học thường dùng trong thủy động học và trong kĩ
thuật.
γ = µ/

= cm3/s

Trong đó :
γ độ nhớt động học.
µ độ nhớt tuyệt đối cảu chất lỏng.

khối lượng riêng của chất lỏng.
1.4.2.3 Độ hòa tan và khả năng hòa tan của dầu mỏ:
Dầu mỏ và các sản phẩm của dầu mỏ ít hòa tan trong nước. Độ hòa tan của
hydrocacbon có cùng số lượng nguyên tử cacbon tăng lên theo chiều tạo ra
mạch vòng. Có nghĩ là độ hòa tan của hydrocacbua tăng lên theo chiều
parafin – Naften- Aromatic.

18


Độ hòa tan trong nước của hydrocacbon giảm đi khi nhiệt độ áp suất
giảm và độ khoáng hóa của nước tăng. Đặc biệt khi nhiệt độ tăng quá 1001500C độ hòa tan của dầu mỏ trong nước tăng lên rất nhanh. Dầu mỏ và các
sản phẩm của dầu mỏ dễ hòa tantrong các môi trường như: est dầu mỏ,
beezen, clorofooc, tetraclorua cacbon… Chính các phân đoạn nhẹ của dầu mỏ
cũng là các dung môi rất tốt để hào tan dầu mỏ nói chung và các phân đoạn
nặng nói riêng. Độ hòa tan của dầu mỏ trong dung môi hữu cơ cũng phụ thuộc
vào các yếu tố, các đặc điểm giống như khi hòa tan trong nước
1.4.2.4 Nhiệt độ đông đặc:
Nhiệt độ đông đặc của dầu là nhiệt độ mà tại đó dầu sẽ mất đi tính linh động,
tức là trong dầu bắt đầu hính thành mạng parafin tinh thể khi các Parafin
chuyển từ huyền phù tự do sang huyền phù liên kết. Dầu mỏ và các sản phẩm
của dầu mỏ có nhiệt độ đông đặc cao sẽ rất khó trong hoặc không thể bơm
vận chuyển được trong các đường ống, không sử dụng được để chạy máy
trong mùa đông. Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng cơ bản
nhất là hàm lượng parafin. Dầu có chứa ít hoặc không chứa parafin nóng chảy
ở nhiệt độ âm 200C, trong khi dầu chưa nhiều parafin bị đông đặc thậm chí ở
nhiệt độ 300C. Nhiệt độ nóng chảy tăng lên theo chiều từ các phân đoạn nhẹ
đến các phân đoạn nặng của dầu, hàm lượng phân đoạn nặng càng nhiều nhiệt
độ nóng chảy cảu dầu càng cao.
1.5 Tính chất lưu biến của dầu thô

Tính chất lưu biến của chất lỏngđược xem là sự phụ thuộc của độ nhớt µ
vào gradient vận tốc và ứng lực trượt ґ, với dòng chảy trong ống gradient vận
tốc là dv/dr ; r là bán kính tạ điểm cần xét.
Độ nhớt có thể xem là lực cản chảy bên trong của một chất lỏng, nên ảnh
hưởng đến lực chảy chủ yếu ở chế độ chảy dòng.
Ứng lực trượt τ là lực tác dụng lên một đơn vị diện tích giữa các lớp chất
lỏng.
19


Tính chất lưu biến thường thể hiện qua đường cong chảy τ = f ( ) hoặc

đường cong nhớt µ = f ( ) . Với chất lỏng Newton, tuân theo mô hình vật thể
nhớt, biểu thị băng mối quaun hệ đường thẳng giữa ứng lực sinh ra trong một
chất lỏng và tốc độ biến dạng. Về mặt toán học, biểu thị bằng định luật
Newton:
τ = (ηγ) =µ

(1.1)

Trong đó:
τ : ứng lực trượt giữa hai lớp chất lỏng, Pa.
µ : hệ số tỉ lệ gọi là độ nhớt động lực học, Pa.s.
η : hằng số lưu biến.
dv/dr : gradient tốc độ, 1/s.
r : khoảng cách tính từ tâm ống, m.
γ : biến dạng trượt giữa hai lớp chất lỏng.
Phương trình (1.1) thỏa mãn dòng chảy của khí, nước, sản phẩm dầu,
một số chất lỏng đơn pha có khối lượng phân tử thấp. Phương trình là một

đường thẳng đi qua gốc tọa độ. Giá trị µ chính là tang của góc hợp với trục,
nó chỉ phị tuộc vào nhiệt độ và thành phần chất lỏng, đối với dầu chủ yếu là
hàm lượng khí hòa tan chứ không phụ thuộc vào dv/dr.
Trong tự nhiên, ta còn gặp các chất lỏng không tuân theo quy luật này,
được gọi là chất lỏng phi Newton. Gồm các chất lỏng giả dẻo, chất lỏng
dilatan cũng có đường cong chảy đi qua gốc tọa độ, tuy nhiên độ dốc đường
cong không phải là một hằng số.
Đường cong Dilatan (đường 2) có độ nhớt tăng dần với tốc độ biến dạng
do sự phân bố định hướng lại tập hợp các hạt chất rắn sao cho khoảng trống
20


giữa các hạt là bé nhất, độ rỗng của huyền phù tăng lên, một phần chất lỏng
được tách ra khỏi khoảng trống, giữa các hạt rắn hình thành các mặt tiếp xúc
trực tiếp không có chất lỏng, thiếu hẳn sự đàn bôi trơn nên ma sát tăng lên.
Hiện tượng thường gặp ở hệ thống phân tán thô có hàm lượng cao như huyền
phù nước nhiều cát, barit, sét keo thấp, oxit kim loại…

τ
4

5
3

2

µ

3
1

1

τ0

4

2
0

0

dv/dr

Hình a

Hình b

Hình 1.3 : Đường cong chảy (a) va đường cong nhớt của chất lỏng nhớt (b)
1. Chất lỏng Newton
3. Chất lỏng giả dẻo
2. Chất lỏng Dilatant
4. Chất lỏng Bingham Svedop
Chất lỏng giả dẻo (đường 3) có độ nhớt giảm khi tốc độ biến dạng tăng.
Khi ứng lực tăng, vật liệu được hóa lỏng trở nên linh động hơn, các hạt không
đối xứng được kéo dài, định hướng trong huyền phù, các chuỗi polime được
phân đoạn để có sức cản chảy bé hơn.
Một số nhựa, hắc ín và dung dịch polyme, chẳng hạn polycloruaviil, có
thể có cả tính chất dẻo ở tốc độ biến thiên thấp và dilatant ở tốc độ biến dạng
cao.

Mô hình phi tuyến cho hai loại chất lỏng này là mô hình Ostwald de
waele :
τ = µ (dv/dr)n (1.2)

21

dv/dr


µ và η được xem như là hai thông số lưu biến. Trong đó, khác với
(1.1),µ không phải là hằng số. η đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng.
η<1 là chất lỏng giả dẻo và η>1 là chất lỏng dilatant.
Phương trình 1.2 mô tả kết quả thí nghiệm cho đa số các chất lỏng phi
Newton và không có độ dẻo trong vùng tốc độ biến dạng trung bình. Ở vùng
biến dạng rất thấp hoặc rất cao, đường cong có thể tuyến tính theo quy luật
Newton. Mo hình này cũng có thể áp dụng cho huyền phù , vữa xi măng, các
sản phẩm dược thực phẩm,sinh học. dung dịch polyme, dung dịch khoan…
Ta còn bắt gặp một lọa chất lỏng có đường cong chảy không đi qua gốc
tọa độ, với giá trị ứng lực bé hơn một giá trị giới hạn nào đó τ0 thường gọi là
ứng lực cắt giới hạn hoặc ứng lực cắt động thì sẽ không có biến dạng, khi vượt giá
trị này mới bắt đầu chảy (đường 4). Khi τ < τ 0 trạng thái rắn, khi τ > τ 0 trạng thái
nhớt dẻo. Mô hình Bingham được xây dựng cho trường hợp này:

τ = τ0 + µ* (dv/dr) (1.3)
Hai thông số lưu biến là ứng lực giới hạn τ 0 và độ nhớt dẻo µ*, còn được
gọi là độ nhớt cấu trúc. Như vậy, Bingham đã đưa ra một chất lỏng có tính
chất dẻo, có thể áp dụng cho một chất rắn có tính chất nhớt. Ở trạng thái đứng
yên, chất lỏng có cấu trúc tinh thể như chất rắn( như mạng parain) để có dòng
chảy cần phải có ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc này và sau đó tuân theo
định luật Newton.

Ngoài khái niệm độ nhớt cấu trúc, người ta còn dùng khái niệm độ nhớt
biểu kiến :
µa =µ* +

(1.4)

Các chất lỏng có thể được mô tả theo mô hình Bingham bao gồm các
huyền phù ( dung dịch khoan, vữa xi măng) sơn dầu, dầu thô có nhiều parafin
ở nhiệt độ thấp… Trong các chất lỏng dẻo còn có thể kể đến các chất lỏng mô
hình Bingham, tức là không tuyến tính (đường 5,6). Tuy là chất lỏng cầu trúc,

22


nhưng sau khi vượt ứng lực giới hạn thì không tuyến tính. Mô hình được mô
tả bởi Herschell Bulkey :
τ = τ0 + µ* (dv/dr)n
τ = µ0 (dv/dr)

(1.5)

Thường gọi là mô hình rắn-dẻo gồm ba thông số lưu biến τ 0, µ* và η. Từ
(1.5) ta có thể nhận xét :
Khi τ0 = ; µ*= const; η = 1 là chất lỏng Newton
Khi τ0 =0 ta có mô hình Ostward
Khi η = 1 ta có mô hình Bingham:
η > 1 đường cong 5
η <1 đường cong 6
Ngoài sự phân loại đã nêu, còn một số phân loại khác theo tính chất
lưu biến, điển hình như của Melzenr :

Chất lỏng nhớt thuần túy, loại không phụ thuộc vào thời gian, tốc độ
biến dạng chỉ phụ thuộc vào ứng lức cắt τ, bao gồm : chất lỏng Newton :độ
nhớt chất lỏng lưu biến phức hợp : có tính chung của các loại nêu trên.
Do là mô hình được dùng trong khoan khai thác. Nên chúng ta cần chi
tiết hơn về đường cong chảy cảu chất lỏng Bingham Svedop.
Dòng chảy của chất lỏng ở hai chế độ chảy tầng và chảy rối, chảy tầng
xảy ra ở tốc độ thấp, các hạt chuyển động theo đường thẳng với tốc độ khác
nhau. Trên thành ống tốc độ bằng không. Tốc độ cực đại đạt tại điểm giữa
ống, tốc độ điểm bất kì xa thành ống tỉ lệ thuận với lưu lượng và tỉ lệ nghịch
với độ nhớt. Khi vượt quamootj giá trị nào đó sẽ có chế độ chảy rối, lúc đó
các hạt trong ống không chuyển động theo đường thẳng. Trên thành tồn tại
một lớp chất lỏng chảy, ở các phần còn lại trên tiết diện có tốc độ như nhau.
Với chất lỏng Bingham, cần có một giới hạn lực cắt τT được gọi là giới hạn
chảy thực. sau khi vượt qua τT sẽ bắt đầu giai đoạn 2, ứng lực đủ lớn để đẩy
chất lỏng di chuyển như một nút chất rắn, nút được bôi trơn bởi một màng
mỏng chất lỏng gần thành ống, đường cong này tiếp tục cho tới τ c1 và là
23


đường thẳng. sau đó theo mức độ tăng của thành ống,ứng lực và tốc độ,
đường kính của nút sẽ giảm dần. Khi đạt tới giới hạn τ A, chế độ chảy dòng sẽ
bắt đầu và tiếp tục cho đến giới hạn τ c2 thì chuyển qua chảy rối. Nếu chúng ta
kéo dài đoạn τA – τc1 thì giao điểm với trục tung là giá trị τ 0 gọi là giới hạn
chảy Bingha, là giá trị dùng để tính toán lưu lượng hoặc giảm áp suất cho chất
lỏng Bingham. Giá trị τ0 =4/3 τc1.
Giai đoạn chảy chuyển tiếp từ nút sang dòng, trong ống tồn tại một phần
chuyển động nút như một chất rắn ở phần giữa ống và một phần chuyển động
như một chất lỏng có phân lớp. Trong phần chảy nút, tốc độ khong đổi của cá
phân tử phụ thuộc vào giảm áp ∆P tác dụng lên tiết diện. Sự tồn tại và kích
thước tiết diện này phụ thuộc vào tốc độ chuyển động, khi tốc độ tăng thì bán

kính tiết diện giảm. Vì vậy đến giá trị giới hạn tốc độ tương ứng τ A thì nút sẽ
biến mất và chế độ chảy dòng bắt đầu, độ nhớt là một giá trị hằng số, chất
lỏng Bingham trở thành chất lỏng Newton. Vì vậy, tốc độ tuyệt đối của chất
lỏng giữa nút và thành ống giảm.

1
2 3
4
5
Hình 1.4 Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton
1. không chảy khi τ < τT
2. chảy nút khi τT < τ< τc1
3. chảy chuyển tiếp nút dòng τc1 <τ< τA
4. chảy dòng τA< τ< τc
24


5. chảy rối τ > τc2
1.5.1 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô

Cơ sở để xây dựng tính lưu biến của dầu thô nói riêng và chất lỏng nói
chung là dựa vào độ nhớt, Do đó, độ nhớt là thông số quyết định đến đặc tính
lưu biến của dầu thô. Độ nhớt là một hàm theo các thông số sau:
µ = f(S,T,P,D,t)
Trong đó:
S: thông số ảnh hưởng đến tính tự nhiên của chất lưu, nó ảnh hưởng
đến độ nhớt của chất lỏng.
T: thông số biểu thị nhiệt độ của chất lỏng, độ nhớt thay đổi nhanh theo
nhiệt độ.
P: thông số áp suất, thực nghiệm cho thấy sự gia tăng áp suất có

khuynh hướng làm gia tăng độ nhớt của chất lỏng.
D: thông số tốc độ trượt của chất lưu, tác nhân này ảnh hưởng nhiều
đến độ nhớt của chất lỏng. Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm
độ nhớt.
T: thông số thời gian, nó ảnh hưởng đến độ nhớt của một vài chất lỏng
thuộc vào dạng chất lỏng có đặc tính lưu biến phụ thuộc vào thời gian.
Ngoài các thông số cơ bản nêu trên, một số các thông số đặc trưng sau
đây cũng ảnh hưởng đến đặc tính lưu biến của dầu thô:
1.5.1.1 Ảnh hưởng của hàm lượng nước
Sự xuất hiện của nước trong dầu làm tính lưu biến của dầu xấu đi đang
kể. Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứng suất trượt
động của nhũ tương dầu – nước tăng lên một cách đáng kể. Bảng 1.2 và hình
1.5 cho thấy hàm lượng nước trong dầu càng tăng thì độ nhớt dẻo và ứng suất
25