đồ án tốt nghiệp 2016 : Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RCDM (Mỏ Nam Rồng Đồi Mồi

1

LỜI NÓI ĐẦU
Từ những năm 1986 khi ngành dầu khí đón dòng dầu khai thác đầu tiên, đến nay
ngành dầu khí quốc gia Việt Nam luôn đóng góp rất lớn vào ngân sách nước nhà.
Và nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn và là chỗ dựa vững chắc cho sự
nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Tuy nhiên dầu khí Việt Nam chủ
yếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam, độ
sâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích rộng. Hiện nay nguồn dầu khí
khai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam vẫn đang
tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và phát hiện các mỏ mới.
Những năm gần đây các mỏ mới phát hiện có trữ lượng không lớn, chính vì vậy
mà việc khai thác, thu gom, xử lý và vận chuyển sao cho có hiệu quả là rất quan
trọng, và Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi là một trong số đó.
Được sự cho phép của bộ môn Khoan- Khai thác, khoa Dầu khí và trải qua quá
trình thực tập tại Phòng Nghiên cứu vận chuyển dầu khí- Liên doanh Vietsovpetro,
dưới sự hướng dẫn của ThS. Nguyễn Văn Thành, em đã chọn đề tài :“Tính toán
thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) về RP1”. Đồ án được chia thành 5 chương:
Chương 1: Tổng quan về Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi.
Chương 2: Tổng quan về hệ thống đường ống vận chuyển dầu.
Chương 3: Dòng chảy của chất lỏng trong đường ống và tính toán công nghệ.
Chương 4: Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ
Nam Rồng- Đồi Mồi) về RP-1.
Chương 5: An toàn lao động và bảo vệ môi trường.
Mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan để
xây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn hạn chế, nên đồ án
chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm, góp ý của tất cả
các thầy giáo, cô giáo và các bạn để sau này khi tiếp xúc với môi trường công việc
có thể giải quyết các vấn đề được tốt hơn.
Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, ngày 06 tháng 06 năm

2016
Sinh viên


2

Lê Chiến Thắng


3

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MỎ NAM RỒNG- ĐỒI MỒI
1.1. Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
Cấu tạo Nam Rồng – Đồi Mồi nằm trên diện tích hai lô có giấy phép hoạt động
dầu khí riêng biệt trong Bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam: Mỏ Nam
Rồng thuộc lô 09-1 do Liên Doanh Việt - Nga Vietsovpetro điều hành, phát hiện
năm 2005 và mỏ Đồi Mồi thuộc lô 0-93 do công ty Việt-Nga-Nhật (VRJ) phát hiện
năm 2006.
Với vị trí địa lý nằm sát kề mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và Rồng thuộc lô 09-1 của
Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro, lại có diện tích chồng lấn nên Mỏ Nam Rồng –
Đồi Mồi ra đời do chủ trương hợp nhất hai mỏ lại với nhau. Đây là mỏ dầu hợp nhất
có cấu tạo phức tạp và việc thiết kế khai thác phải có một hoạch định kinh tế - kỹ
thuật riêng biệt mới có thể nâng cao hiệu quả phát triển mỏ. Nhận thấy việc hợp
nhất mỏ để tận dụng tối đa nguồn lực, kinh nghiệm, hệ thống thu gom vận chuyển
và xuất dầu, đảm bảo an toàn và hiệu quả khai thác sớm mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi,
nhằm giảm thiểu chi phí về đầu tư, hình thành mô hình hợp nhất, phát triển và điều
hành chung là cần thiết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chỉ đạo kết nối mỏ Nam
Rồng - Đồi Mồi vào hệ thống khai thác liên hoàn trên mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và
Rồng thuộc Lô 09-1.
Ngày 26/06/2009, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, OAO Zarubezhneft, Tổng công

ty thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP), Công ty Dầu khí Nhật Bản Idemitshu
CuuLong đã ký Thỏa thuận hợp nhất và phát triển mỏ Nam Rồng–Đồi Mồi tại Lô
09-1 và Lô 09-3.
Trên cơ sở này, LD Vietsovpetro và Công ty dầu khí VRJ cùng Tổ tư vấn của
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã soạn thảo “Thỏa thuận điều hành chung mỏ Nam
Rồng - Đồi Mồi” trình tổ hợp nhà thầu nói trên xem xét, đàm phán và thỏa thuận
được ký kết ngày 09/12/2009.
Tổ hợp nhà thầu đã chỉ định Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro là Nhà điều hành
mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi. Thoả thuận đã bao quát các nguyên tắc điều hành chung,
cũng như qui định trách nhiệm, nghĩa vụ và quyền lợi của Nhà điều hành. Trong đó
qui định vai trò của VRJ là người đại diện, thực hiện trách nhiệm và nghĩa vụ của
các Nhà thầu tổ hợp lô 09-3, bao gồm cả việc ký kết các thoả thuận dịch vụ với
Vietsovpetro khi Vietsovpetro cung cấp dịch vụ cho mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi.
Tiếp sau đó là các bên đã tiến hành đàm phán và ký các thỏa thuận như: Vận
hành mỏ, Phân chia sản phẩm, Thỏa thuận bốc dầu, Thỏa thuận dịch vụ và các văn


4

bản khác liên quan đến đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử, xây
dựng mỏ, v.v...
Tổ hợp các bên tham gia đã triển khai lập dự án khai thác sớm, lên phương án, kế
hoạch thiết kế và xây dựng mỏ. Vietsovpetro đã khẩn trương xây dựng 2 giàn khoan
khai thác RC-4 và RC-DM, cải hoán giàn RP-1, xây dựng 122 km hệ thống đường
ống ngầm nội mỏ, khoan và hoàn thiện các giếng khai thác… Với kinh nghiệm thực
tế quý báu, Vietsovpetro đã hoàn thành toàn bộ khối lượng công việc khổng lồ này
trong thời gian 15 tháng. Đây là công trình dầu khí biển có tốc độ xây dựng nhanh
nhất trên thềm lục địa Việt Nam.
Ngày 29/12/2009, vào lúc 11h15’, Vietsovpetro đã tiến hành gọi dòng ở giếng
khoan DM-2X. Giếng khoan cho dòng dầu tự phun với lưu lượng 525 tấn/ngày

(3940 thùng/ngày) ở côn 21 mm.
Ngày 26/1/2010, dòng sản phẩm thương mại đầu tiên của mỏ Nam Rồng - Đồi
Mồi được công bố và đến ngày 29/1/2010 bắt đầu triển khai các dịch vụ tiếp theo.
Như vây, toàn bộ quá trình thăm dò cũng như đàm phán hợp nhất mỏ, khai thác
chung, điều hành chung, xây dựng các công trình biển, xây dựng đường ống ngầm,
hoàn thiện giếng, gọi dòng các giếng khoan và đưa vào khai thác được thực hiện và
hoàn tất trong vòng 3 năm (2007-2009), là một kỷ lục mới về tốc độ triển khai và
phối hợp thực hiện giữa các bên nhà thầu với sự hỗ trợ tích cực của Chính phủ Việt
Nam, Bộ Công thương, Bộ Kế hoạch-Đầu tư và Đại diện trực tiếp của nước chủ nhà
là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Vượt qua bao khó khăn ban đầu từ công việc kết nối hợp nhất và vận hành khai
thác sớm mỏ hợp nhất Nam Rồng- Đồi Mồi, sản lượng dầu khai thác trong các năm
vẫn được duy trì tốt nhờ vào sự lao động sáng tạo của tập thể công nhân viên
Viesovpetro và VRJ. Để có được sản lượng ổn định, Vietsovpetro đã không ngừng
áp dụng nhiều giải pháp kỹ thuật công nghệ như: Xử lý vùng cận đáy giếng khoan,
xử lý lắng đọng paraffin trong thành giếng khoan, hoàn thiện công nghệ thu gom
dầu, áp dụng phương pháp khai thác gaslift, tối ưu hoá chế độ giếng, duy trì áp suất
vỉa bằng bơm ép…
Năm 2010 khai thác được 122.306 tấn, năm 2011 là 290.472 tấn, năm 2012 là
298.237 tấn và 8 tháng đầu năm 2013 là 164.066 tấn. Từ khi bắt đầu khai thác đến
nay, Vietsovpetro đã có hơn 520.000 giờ làm việc liên tục an toàn.
Vào lúc 17h05 ngày 04 tháng 09 năm 2013, tấn dầu thứ một triệu đã được khai
thác từ mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi. Đây là kết quả đánh dấu sự thành công của ý


5

tưởng hợp nhất và điều hành chung. Điều đó cũng khẳng định Vietsovpetro có đầy
đủ tiềm lực, tiềm năng to lớn về con người, kinh nghiệm, thiết bị và công nghệ
trong việc thiết kế, xây dựng các công trình biển và vận hành trong khai thác dầu

khí. Thành công này mở ra một hướng đi, mô hình hợp tác hiệu quả mới: đó là mô
hình hợp nhất, phát triển và điều hành chung mỏ. Dự án Nam Rồng – Đồi Mồi giúp
Vietsovpetro có thêm các phương án trong việc hoạch định chiến lược phát triển sản
xuất kinh doanh trong tương lai. Cụ thể là có thể sử dụng mô hình này trên cơ sở
hợp tác của các nhà thầu dầu khí đang hoạt động vùng lân cận lô 09-1 và 09-3.

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi


6

1.2. Tính chất hóa lý của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
1.2.1. Thành phần
Bảng 1.1 : Các thành phần đặc trưng của dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
STT

Thông số

(1)

(2)

01
02

03

04
05
06

07
08
09
10
11
12

Tầng
Mioxen

Tầng
Oligoxen
trên
(4)

(3)
Thành phần vật lý
0,8663
0,8506
Trọng lượng riêng dầu (γ) ở
200C – G/cm3
Độ nhớt động lực (µ) – MPa.S
Ở 500C
12,3007
6,635
0
Ở 70 C
6,6313
3,93
2

Độ nhớt động học (υ) – mm /s
Ở 500C
14,532
9,855
0
Ở 70 C
7,965
5,268
Nhiệt độ đông đặc - 0C
33,1
34,9
0
Nhiệt độ bão hòa parafin - C
56,1
59,9
0
Nhiệt độ chảy parafin - C
58,4
57,0
Thành phần hỗn hợp %
Lưu huỳnh
0,090
0,050
Nhựa hắc ín
11,42
5,52
Parafin
19,01
24,94
Muối

0,059
0,020
Nước
18,8
7,1
Tạp chất khác
0,060
0,029

Tầng
Oligoxen
dưới
(5)

Tầng
móng

0,8337

0,835
8

4,851
2,93

5,273
3,05

5,981
3,679

33,4
58,6
57,5

6,472
3,804
34,2
59,4
57,2

0,035
2,47
23,20
0,018
4,4
0,034

0,031
2,26
24,50
0,014
2,9
0,028

(6)

Dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có hai loại dầu chính là dầu Mioxen và
Oligoxen. Tùy từng loại dầu cụ thể mà có những tính chất khác nhau. Tính chất đặc
biệt của mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi là :
- Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi thuộc loại nhẹ, trọng lượng riêng nằm trong

khoảng giới hạn 0,830 ÷ 0,850. Dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có tỷ trong
0,8319 ( 38,60API ). Dầu càng nhẹ tổng hiệu suất sản phẩm trắng xăng, dầu hỏa,
dầu DO càng nhiều. Đối với dầu thô Việt Nam tổng hiệu suất sản phẩm trắng chiếm
từ 50 ÷ 69% trọng lượng dầu thô.
- Dầu thô Việt Nam là loại dầu thô sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh
(chiếm 0,031% ở tầng móng), rất ít kim loại nặng và hợp chất của nitơ.


7

+ Hàm lượng lưu huỳnh ít nên có thể đốt trực tiếp mà không gây ô nhiễm
môi trường.
+ Hàm lượng các chất nitơ trong dầu ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi là 0,067% là
rất thấp.
+ Kim loại nặng: tổng hàm lượng kim loại độc như Niken và Vanadium
trong dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi chí có 1,1 ppm, trong khi dầu thô nhiều
nơi khác chứa gấp nhiều lần
- Dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có hàm lượng nhựa hắc ín rất lớn (chiếm
2.26%). Do vậy nó ảnh hưởng rất lớn đến tính bám dính và khả năng làm bền vững
nhũ tương ở trong dầu, tăng độ nhớt, lắng đọng.
- Nhiệt độ đông đặc dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có nhiệt độ đông đặc
cao khoảng 29 ÷ 340C, hàm lượng parafin trong dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi rất
lớn khoảng 20 ÷ 25%. Trong khi đó nhiệt độ môi trường quá thấp khoảng 23 ÷ 24 0C
đã làm cho dầu thô mất hẳn đi tính linh động, do vậy xuất hiện nhiều khó khăn
trong vận chuyển, tồn chứa, bốc rót. Đây là nhược điểm chính của dầu thô Việt
Nam.
- Độ nhớt là thông số hết sức quan trọng, nó thể hiện bản chất của chất lỏng.
Trong dòng chảy luôn luôn tồn tại các lớp chất lỏng khác nhau về vận tốc, các lớp
này tác dụng tương hỗ lên các lớp kia theo phương tiếp tuyến với chúng. Lực này
có tác dụng làm giảm tốc độ với các lóp chảy chậm, ta gọi là nội ma sát. Kết quả

thực nghiệm xác định độ nhớt của dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi trong bảng 1.2.
Ngoài ra người ta còn xác định độ nhớt của dầu theo công thức thực nghiệm :
µd =

µ a .bd
1 + 4(bd − 1).µ a

(1.1)

Trong đó :
- bd : Hệ số giãn nở thể tích của dầu nằm trên bề mặt (do tính đến khí
trong dầu);
- µ a : Độ nhớt tuyệt đối của dầu đã tách khí ứng với nhiệt độ t của
vỉa, MPa.S;
Công thức 1.1 chỉ đúng trong khoảng từ áp suất khí quyển đến áp suất bão hòa,
bởi vì nó có kể đến sự nén dầu mỏ khi áp suất cao hơn áp suất bão hòa.
Bảng 1.2 : Ảnh hưởng của nhiệt độ đến độ nhớt của dầu
t > 61oC
38oC < t ≤ 61oC

µ = 0,06*e0,1*t
µ = 0,03*e0,4*t


8

µ = 3,74*e0,8*t
µ = 10,2*e0,16*t

38oC < t ≤ 38oC

t < 30oC

- Trọng lượng riêng của dầu : Trọng lượng riêng của dầu phụ thuộc nhiều vào
độ nhớt của dầu. Trong suốt quá trình vận chuyển dầu, nhiệt độ thay đổi dọc theo
tuyến ống ( do có sự trao đổi nhiệt với môi trường ) làm trọng lượng riêng của dầu
thay đổi. Trọng lượng riêng dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi ở 20 oC là γ20 = 840
( kg/m3 )
1.2.2. Tính chất lưu biến của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
Bảng 1.3 : Tính chất lưu biến của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi trước và sau khi
xử lý hóa phẩm
Nhiệt độ dầu,
o
C
22
24
26
28
30

Dầu chưa được xử lý hóa phẩm
Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo,
động, Pa
Pa.S
26,50
4,650
5,23
2,740
2,30
1,461
1,54

0,866
0,65
0,213

Dầu đã được xử lý hóa phẩm
Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo,
động, Pa
Pa.S
0,91
0,412
0,31
0,161
0,14
0,090
0,10
0,054
0,00
0,050

Hiện nay, để cải thiện tính lưu biến của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và ức chế
lắng đọng parafin, nhằm mục đích bảo đảm an toàn cho vận chuyển dầu theo đường
ống, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã phải sử dụng các hóa chất giảm nhiệt độ
đông đặc. Ngoài tác dụng làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu, chất phụ gia còn có
khả năng ức chế lắng đọng parafin trên thành ống. Các tính chất lưu biến của dầu
mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi đã được xử lý như bảng 3.3.
Vì vậy không thể bơm dầu khi chưa được xử lý hóa phẩm, do công suất của máy
bơm không thể đáp ứng được công suất cần vận chuyển của dầu thô chưa xử lý
1.2.2. Lắng đọng parafin:
Dầu thuộc khu vực mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi khi chưa qua xử lý hóa phẩm có vận
tốc lắng đọng cao hơn rất nhiều so với khi đã xử lý hóa phẩm và khi tăng nhiệt độ

của dầu thô lên thì vận tốc lắng đọng parafin cũng giảm nhanh.
Bảng 1.4: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro
(chưa xử lý hóa phẩm)
Nhiệt độ ngón tay
lạnh, oC

Nhiệt độ dầu, oC

Thời gian thử
nghiệm, giờ

Vận tốc lắng đọng
parafin, g/m3/ng


9

Dầu Bạch Hổ
24
24
24
24
23,5
23,5
23,5
23,5

38
8,0
47

7,0
50
8,0
61
8,0
Dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
39
6,0
42
6,5
48
8,5
53
8,5

5408
5250
3203
2757
4839
4771
3697
2040

Bảng 1.5: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ của Vietsovpetro (đã xử lý hóa phẩm ở
nhiệt độ 80oC, định lượng 1000 ppm, thời gian thử nghiệm 7÷ 8h)
Nhiệt độ ngón tay
lạnh, oC

Nhiệt độ dầu, oC

Thời gian thử
Vận tốc lắng đọng
nghiệm, giờ
parafin, g/m3/ng
Dầu Bạch Hổ
22
47
SPF
3009
22
47
SRV
2780
22
47,48
QPI
3202
Dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
22
46
CPR
2577
22
46
SPF
2225
22
47
500 ppm SPF +

2299
500 ppm CPR
CHƯƠNG II: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN
DẦU

2.1. Khái quát về đường ống vận chuyển dầu
Đường ống vận chuyển dầu khí đầu tiên được xây dựng ở nước Mỹ để vận
chuyển dầu thô. Trải qua hàng trăm năm phát triển, việc sử dụng đường ống dẫn
dầu, khí, và các sản phẩm dầu mỏ khác đã chứng minh được tính ưu việt về kinh tế,
sự hoạt động tin cậy, ổn định, thân thiện với môi trường của đường ống vận chuyển
so với các hình thức vận chuyển khác. Hệ thống thu gom dầu khí liên kết nhiều
giếng khai thác tại các khu vực xa xôi. Nó phân phối dầu và khí cho các vùng dân
cư, hộ tiêu thụ, các doanh nghiệp, nhà máy nhiệt điện, nhà máy đạm,...Đường ống
vận chuyển dầu đa dạng cả ở trên đất liền, ngoài biển, trong nhà máy hóa học, trên
địa hình đồi núi... Đường ống dẫn vận chuyển dầu, khí từ biển vào trong đất liền dài
hàng trăm kilômet.


10

Nhu cầu tiêu thụ sản phẩm dầu khí tăng nhanh kéo theo đó là các dự án khai thác
dầu khí trên biển. Trên thế giới các tuyến ống đã được xây dựng trên vịnh Mêxico,
biển Bắc, Địa Trung Hải, Australia, Đông Nam Á, Mỹ La Tinh… với quy mô, độ
sâu nước lớn, kích thước đường ống tăng cùng với sự phát triển của khoa học kỹ
thuật.
Tại Việt Nam, tuyến ống đầu tiên được lắp đặt bởi xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro khi xây dựng mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi. Đến nay, trên thềm lục địa
nước ta đã có hàng ngàn kilômet đường ống các loại, trong đó có cả đường ống
mềm và các đường ống có kích thước lớn đưa khí vào bờ với chiều dài lên đến vài
trăm kilômet

Ngày nay trong các ngành sản xuất công nghiệp, đường ống và bể chứa nói
chung được sử dụng rộng rãi ở nhiều phạm vi khác nhau. Nó có tác dụng quan trọng
trong việc vận chuyển và cất giữ các sản phẩm công nghiệp mà thiếu nó thì quá
trình tự động hoá của một số ngành công nghiệp sẽ gặp nhiều khó khăn, thậm chí
không thực hiện được. Đường ống bể chứa có nhiều loại kết cấu, kích thước và
phạm vi sử dụng khác nhau, do đó chúng phải được thiết kế, chế tạo lắp giáp trên cơ
sở có căn cứ kỹ thuật, đảm bảo cho hệ thống hoạt động được an toàn, và đạt hiệu
quả cao trong sử dụng.
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 hệ thống 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. Một tuyến ống bao gồm các đoạn đầu nối và phụ kiện
lắp đặt kèm theo.
Toàn bộ qúa trình thu gom xảy ra trên mặt đắt, được bắt đầu từ miệng giếng đến
các trạm chứa, xuất sản phẩm thương mại. Hệ thống thu gom có các nhiệm vụ:
- Tập hợp sản phẩm từ các giếng riêng rẽ, từ các khu vực trong mỏ lại với nhau,
đó là nhiệm vụ thu gom.
- Đo lường chính xác về số lượng và chất lượng của các thành phần trong sản
phẩm khai thác theo những mục đích khác nhau.
Trước hết, chất lưu vỉa ngay khi ra khỏi miệng giếng, trước khi gộp với các
giếng khác, ta phải biết năng suất chung của giếng, năng suất riêng của từng pha:
dầu, khí, nước nhằm để biết được biết được tình trạng của vỉa, tình trạng của giếng,
sự khác biệt so với các chỉ tiêu thiết kế, từ đó điều chỉnh kịp thời chế độ khai thác


11

cho phù hợp. Việc đo lường này thực hiện theo định kỳ cho mỗi giếng, thời hạn tuỳ
theo mức độ phức tạp. Để việc đo lường chính xác thì trước hết phải tách riệng các

pha, thông qua bình tách đo. Ở công đoạn này, nhiệm vụ chủ yếu là xác định số
lượng và tỷ lệ pha.
Khi sản phẩm luân chuyển trong hệ thống thu gom, phải qua các thiết bị công
nghệ để xử lý thì cùng với việc đo số lượng, cần phải thực hiện việc kiểm tra chất
lượng, chủ yếu là hàm lượng các tạp chất có trong mỗi loại sản phẩm.
Ở giai đoạn cuối cùng, tương tự như trên, chất lượng phải được kiểm tra chặt chẽ
theo chỉ tiêu trước khi xác định số lượng sản phẩm thương mại.
- Xử lý chất lưu khai thác thành các sản phẩm thô thương mại.
Chất lưu khai thác còn gọi là chất lỏng giếng, khai thác lên là một hỗn hợp:
dầu - khí - nước, bùn cát. Trong đó còn có các hoá chất không phù hợp với yêu cầu
vận chuyển và chế biến như CO2, H2O, các loại muối hoà tan hoặc không tan. Nên
việc thu gom phải bảo đảm tách các pha, trước hết là tách khí, tách nước, tách muối
hoà tan hoặc không hoà tan. Nên việc thu gom phải bảo đảm tách các pha, trước hết
là tách khí, tách nước, tách muối; sau đó mỗi pha phải được tiếp tục xử lý.
Đối với pha khí, sau khi ra khỏi thiết bị tách còn mang theo một tỷ lệ các thành
phần nặng (từ propan trở lên), mang theo nước tự do ngưng tụ hoăc hơi nước và cá
biệt còn có thể chứa các khí chua. Vì vậy, trước khi vận chuyển đi xa, phải xử lý để
thu hồi các thành phần nặng, giảm giá thành vận chuyển và đặc biệt tránh các sự cố
(tắc nghẽn, ăn mòn) đường ống và thiết bị công nghệ.
Riêng pha nước, thường được gọi là nước thải của công nghiệp dầu mỏ mà chủ
yếu là nước vỉa, trước khi thải ra môi trường, hoặc tái sử dụng (để ép vỉa, làm
nguyên liệu cho công nghiệp hoá) cũng cần phải xử lý trước hết là lọc sạch các
váng dầu.
Để xử lý dầu thương mại, cần tiếp tục tách nước, tách muối và các tạp chất cơ
học.
Vì vậy, một hệ thống thu gom phải thoả mãn các yêu cầu sau đây:
- Việc đo lường phải chính xác kể cả số lượng lẫn chất lượng. Mức độ chính xác
phụ thuộc vào thiết bị đo theo nguyên tắc trực tiếp hoặc gián tiếp, vào giá trị tuyệt
đối và mức độ dao động của chúng khi đó.
- Sự hao hụt các sản phẩm dầu khí có thể do bay hơi các thành phần nhẹ, do rò

rỉ qua đường ống và thiết bị công nghệ cho nên một yêu cầu khác là phải hạn chế tôi
đa sự tổn hao, có thể lên tới 3 ÷ 5%.


12

- Việc xử lý phải đạt tiêu chuẩn cao nhất theo yêu cầu thương mại.
- Phải đạt chỉ tiêu kinh tế đầu tư vận hành.
Có tính vạn năng hoặc mức độ thích ứng cao. Trong quá trình phát triển mỏ,
một phần năng suất dầu sẽ biến động: gia tăng, ổn định và suy giảm. Mặt khác,
thành phần chất lưu cũng biến động: độ ngậm nước sẽ tăng, đến giai đoạn cuối có
thể đạt trên 90%. Tỷ lệ khí sẽ ổn định, gia tăng rồi sẽ giảm dần. Do vậy ở các giai
đoạn khác nhau, công suất vận chuyển và tính năng thiết bị công nghệ phải thay đổi
cho phù hợp. Yêu cầu của thiết kế dự án là làm sao cho sự thay đổi là ít nhất.
- Có mức độ tự động hoá cao, đặc biệt là các khâu đo lường sản phẩm và vận
hành hệ thống kiểm soát khoá, van, thông số thiết bị.
Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tố tự nhiên và khả
năng kỹ thuật, gồm có: khả năng mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu của vùng, năng
lượng (áp suất, nhiệt độ) vỉa, tính chất lý hoá của chất lưu. Về phương diện lỹ thuật
phải căn cứ vào nguyên tắc, sơ đồ hệ thống đã lựa chọn, các phương pháp tác động
vào vỉa và giá trị áp suất miệng giếng khi khai thác.
Để hoàn thành chức năng của hệ thống bao gồm sử lý sản phẩm, việc tách pha,
tiếp tục xử lý dầu - khí - nước cho đạt yêu cầu môi sinh và thương mại phải sử dụng
các thiết bị công nghệ: bình tách, bể lắng, lọc, thiết bị hấp thụ...
Để vận chuyển cần có hệ thống đường ống (xả, gom, công nghệ) cùng với các
trạm bơm, nén khí. Sơ đồ vận chuyển xuất phát từ các miệng giếng theo đường ống
xả đến các trạm khu vực, thường là các giàn hoặc các cụm đầu giếng, thu gom các
giếng trong phạm vi 2 ÷ 3 km , có tính năng tương tự nhau. Tại các trạm này nhiệm
vụ hàng đầu là đo lường cho các giếng, sản phẩm được tách khí, nước: được xử lý
sơ bộ trước khi đến các trạm xử lý chung.

2.2. Công dụng, thành phần , phân loại
2.2.1. Công dụng
Đường ống dẫn là con đường đầu tiên trong chuỗi truyền tải dầu, khí từ nơi khai
thác đến nơi tiêu thụ.
Đường ống dẫn có thể vận chuyển được rất nhiều các dạng chất lỏng khác nhau,
và nó có thể vận chuyển chất rắn.
Tuyến ống dùng để vận chuyển dầu và các sản phẩm dầu có đường kính từ 100 ÷
2

1400 mm với áp lực từ 12 ÷ 100 daN/cm được gọi là đường ống dẫn chính. Đường
ống dẫn chính có các chức năng sau:


13

- Dùng để vận chuyển khí thiên nhiên và nhân tạo từ nơi sản xuất (khai thác)
đến nơi tiêu thụ.
- Dùng dể vận chuyển dầu và các sản phẩm dầu từ nơi khai thác đến các nơi tiêu
thụ (các kho chứa, nhà máy chế biến, các trạm cung cấp, các nhà máy xí nghiệp...)
Dầu và khí sau khi được khai thác từ vỉa sẽ được vận chuyển qua hệ thống đường
ống tới các trạm xử lý dầu và khí, sau đó được chuyển tới các trạm cất chứa. Dầu
thô sau khi được xử lý sẽ vận chuyển vào các đường ống tới các trạm cất chứa. Các
phần chuyển tiếp khi vượt qua các chướng ngại vật thiên nhiên và nhân tạo. Dọc
theo tuyến ống người ta cho lắp đặt các thiết bị truyền dẫn tín hiệu, các tram bảo vệ,
các thiết bị chống ăn mòn điện hoá... Ngoài ra dọc theo tuyến ống dẫn khí người ta
còn lắp đặt thêm các trạm nén khí, các trạm phân phối khí. Khoảng cách giữa các
trạm nén khí từ 120 ÷ 150km.
2.2.2. Thành phần
Hệ thống đường ống là sự kết hợp của một vài chi tiết của các thiết bị mà chúng
được kết hợp lại với nhau để vận chuyển dầu, khí, và các sản phẩm dầu mỏ từ vùng

này đến vùng khác. Thành phần chủ yếu của công trình đường ống bao gồm: Công
trình đường ống và công trình phụ trợ.
* Công trình đường ống:
- Trạm cung cấp đầu sản phẩm vào và trạm nhận sản phẩm.
- Đường ống chính, đường ống nhánh (kể cà các đoạn ống có kích thước thay
đổi, đoạn ống kép), trạm bơm trên tuyến.
- Các gối đỡ, khối gia tải ống.
- Các van chặn, van xả nước, xả khí, thiết bị ngưng tụ, thiết bị gia nhiệt ...
- Các đoạn vượt qua chướng ngại vật thiên nhiên và nân tạo. Các đoạn có thiết
bị bù.
- Các công trình chống trượt, sạt lở, xói mòn và lún.
* Công trình phụ trợ
- Các trạm gác tuyến.
- Các trạm bảo vệ điện hóa.
- Đường dây thông tin liên lạc.
- Đường giao thông phục vụ cho việc vận hành tuyến ống.
- Đường dây và các trạm biến thế điện, trạm phát điện cung cấp cho các thiết bị
điều khiển trạm bơm và bảo vệ điện hóa.
2.2.3. Phân loại


14

Do yêu cầu đa dạng và tính chất làm việc phức tạp nên ống được phân loại theo
nhiều cách:
- Theo phương pháp lắp đặt: Ngầm dưới đất, ngầm dưới nước, trên mặt đất hoặc
được treo lên không.
- Theo chất được chuyền tải: Dẫn nước, dẫn dầu, dẫn hỗn hợp. Hoặc ống 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 nước, còn ống thu gom trong hệ thống kín
thường không lấp đầy.
Trong ống tự chảy, chuyển động 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 được chia ra làm 2 cấp :
· Cấp 1: Đối với ống có áp suất lớn hơn từ 25 ÷ 100 daN/cm2
· Cấp 2: Đối với ống có áp suất lớn hơn từ 12 ÷ 25 daN/ cm2
- Theo nhiệt độ chất chuyển tải, ta chia ra ống lạnh ( ≤ 0 0 C ), ống nhiệt (>50
0
C ) và ống bình thường.
- Theo đường kính, ống dẫn được chia làm 5 cấp:
+ Cấp 1: Đối với ống có đường kính từ 1000 ÷ 1400mm
+ Cấp 2: Đối với ống có đường kính từ 500 ÷ 1000mm
+ Cấp 3: Đối với ống có đường kính từ 300mm đến nhỏ hơn 500mm
+ Cấp 4: Đối với ống có đường kính bé hơn 300mm
- 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 thuỷ lực, ống được xem là đơn giản nếu như không phân nhánh và
đường kính không thay đổi và ống phức tạp.
- Theo độ dốc thủy lực, ống được xem là đơn giản nếu như không phân nhánh,
đường kính 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 lám gỉ ống thép cacbon ≤ 0,1 mm/năm)

15

ăn mòn trung bình (0,1 ÷ 0,5mm/năm) và ăn mòn cao (> 0,5mm/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 biên pháp bảo vệ phía trong.
2.3. Vật liệu chế tạo.
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, tuỳ
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, thuỷ tinh sứ gốm... Ống
mềm chế tạo từ chất dẻo, cao su, sợi kim loại...
Ống thép chiếm tỷ lệ cao nhất. Thép ống có yêu cầu nhất định về tính cơ lý và về
thành phần hoá 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 hoá.
Đối với các môi trường ăn mòn, ta phải sử dụng loại thép chịu ăn mòn cao và
thành phần hoá học cũng đòi hỏi khắt khe hơn.
Theo tiêu chuẩn API, các loại thép thông thường mác 40 ÷ 110 có giới hạn chảy
cực tiểu 28 ÷ 77 và cực đại từ 56 ÷ 98kG/mm 2 và bền kéo tối thiểu từ 42 ÷
88kG/mm2. Hàm lượng phốt pho 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 ăn mòn
Loại thép

Cmax

Mnmax

Mo

Ni,Cr,Cu

P

S

Si

Lò Điện,
Siêm Martin

0,5

1,9

0,15 ÷ 0,3

0,5

0,44

0,06

0,35

Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không quy chuẩn, có giới
hạn chảy thấp nhất 67 ÷ 120 và cao nhất 77 ÷ 126, giới hạn bền kéo 77 ÷
134KG/mm 2 , có hàm lượng cacbon thấp hưn 0,45%, mangan 1,3 ÷ 1,7%, Si 0,15 ÷
0,3%, đựơc tôi, gam và thường hoá. Các loại thép bền cao thường giòn, không phù

hợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và khó gia công cắt gọt.
Căn cứ vào yêu câu kỹ thuật, chế tạo, lắp giáp ống được chia ra năm loại I ÷ V
theo điều kiên áp suất, nhiệt độ và 5 nhóm A, B, C, D, E theo tính chất môi trường
(bảng 2.2)


16

Để chế tạo ống, người ta dùng hai công nghệ chủ yếu là cán và hàn, đặc biệt có
thể đúc. Ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề dày không
đều và có độ ôval lớn. Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kỹ thuật hàn thẳng,
để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc. Bảng 1.3 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 áp lực rất cao; ống polyetylen càng ngày
càng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế tạo theo công nghệ polymen hoá
etylen, có trọng lượng riêng từ 0,91 đến 0,96, có thể xem là một vật liệu nhớt - dẻo.
Có hai loại phổ biến cho ống dẫn khí la PE-80 (tới áp suất 420 KPa) và PE-100(tới
700KPa). So với ống thép thì ống polyetylen bền với hoá 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 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.
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 cách nhất định. Chẳng hạn như từ miệng giếng ngầm
(trên đáy biển) tới các dàn 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
nối liên kết với thân nhờ keo dán chuyên dụng.
Mặt cắt của thân ống mềm cứng từ ngoài vào trong thường có các lớp: lớp vỏ
Polyurethane, lớp vải, lớp kim loại - cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại lớp
dây sợi thứ hai và lớp lưới kim loại - cao su.


17

Bảng 2.2. Phân loại ống theo điều kiện làm việc


18

Bảng 2.3 : Đặc tính ống thép công nghệ do Nga sản xuất
Kích thước của ống
TT

Các loại ống

Đường
kính ngoài
(mm)

Bề dầy
ống

(mm)

Chiều dài

8 ÷ 1620

1 ÷ 14

1,5 ÷ 18

Γ OTC 10704-63

5 ÷ 76

0,5 ÷ 3

1,5 ÷ 8,5

Γ OTC 10704-63

426 ÷ 1220

4 ÷ 12

10 ÷ 18

Γ OTC 8696-62

Quy chuẩn

(mm)

1

Thép hàn

2

Ống hàn- kéo nguội và
cán nguội

3

Ống hàn với mối hàn
xoắn vít

4

Ống thép liền cán nóng

25 ÷ 530

2,5 ÷ 75

4 ÷ 12,5

Γ OTC 8732-70

5

Ống thếp liền kéo
nguội và cán nguội

1 ÷ 200

0,1 ÷ 12

1,5 ÷ 9

Γ OTC 8734-58

6

Ống chế tạo chính xác

4 ÷ 710

0,1 ÷ 32

1÷9

Γ OTC 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

Γ OTC 11017-64

9

Ống thép liền gia công
nóng băng thép không
gỉ

57 ÷ 325

3,5 ÷ 32

1,5 ÷ 10

Γ OTC 9940-72

Ống thép liền gia công
10 nguội và gia công nóng
bằng thép không gỉ

5 ÷ 250

0,2 ÷ 2,2

1,5 ÷ 9

Γ OTC9941-72

Ống thép hàn bằng
thép không gỉ

8 ÷ 102

1÷4

1,5 ÷ 8

Γ OTC 11068-64

11


19

Bảng 2.4 : Độ nhám tuyệt đối của của một số loại ống, ∆ (mm)

Loại ống
∆
1. Ống thủy tinh và
kim loại màu
- Ống mới và nhẵn 0,001÷0,01
2. Ống thép không
hàn
- Mới sạch lắp đặt
tốt
- Ống cũ bình
thường
3. Ống thép hàn
- Ống mới và sạch
- Bị gỉ đã làm sạch
- Ống cũ bình
thường
- Ống cũ bị gỉ
- Ống cũ bị gỉ
nhiều, rất bẩn
4. Ống ngang
- Ống mới tráng
atphan
- Ống mới không
tráng
- Ống cũ bình
thường
- Ống rất bẩn
5.Ống thép tráng
kẽm
- Mới và sạch

- Ống cũ bình
thường

∆tb

0,005

0,02÷0,05

0,03

0,15÷0,3

0,2

0,03÷0,1
0,1÷0,3
0,3÷0,7

0,05
0,15
0,5

0,8÷1,5
2÷4

1,0

0,12÷0,3

0,2

0,2÷0,5

0,3

0,5÷1,5

1,0

Loại ống
6. Ống cao su, vải
- Ống cao su
- Sợi vải tẩm cao
su
7. Ống gỗ
- Bào cẩn thận
- Bào vừa phải
- Không bào

8. Ống xi măng
amiang
- Ống mới
- Ống cũ bình
thường

9. Ống bê tông
- Bề mặt chất
lượng cao
- Bề mặt trung

bình
- Bề mặt thô

∆

∆tb

0,01÷0,03
0,5÷0,8

0,15
0,8

0,1÷0,3
0,3÷1,0
1.0÷1,25

0,16
0,6
2,0

0,05÷0,1
0,6

0,08

0,3÷0,8
2,5
3÷9

0,5

3

0,1÷0,2
0,4÷0,7

0,15
0,5

Ghi chú: Ống cũ bình thường - ống sau vài năm sử dụng; ∆tb : Giá trị trung bình


20

CHƯƠNG III: DÒNG CHẢY CỦA CHẤT LỎNG TRONG ĐƯỜNG ỐNG VÀ
TÍNH TOÁN CÔNG NGHỆ
3.1. Dòng chảy của chất lỏng trong ống
3.1.1. Chất lỏng Newton
Chất lỏng Newton là chất lỏng tuân theo định luật Newton.
Dòng chảy của những chất lỏng tuân theo định luật Newton được biểu diễn bằng
phương trình sau:
τ=

 dv 
F
= µ 
S
 dr 

(3.1)

Trong đó:
τ: Ứng suất trượt do lực nhớt gây ra, (Pa);
µ: Độ nhớt động lực học, (Pa.S);
dv
: Gradien vận tốc theo phương r thẳng góc với hướng dòng chảy, (S -1);
dr

F: Lực nhớt trên bề mặt giữa hai lớp chất lỏng, xác định theo công thức:
F = µ.S.

dv
dr

(3.2)

Với:
S: Diện tích tiếp xúc giữa hai lớp chất lỏng trên đó xảy ra hiện tượng nội ma
sát, (m2)
Từ phương trình (3.1) ta thấy quan hệ giữa ứng suất trượt τ và gradien vận tốc

dv
dr

là quan hệ tuyến tính, đường cong chảy là đường thẳng, độ nhớt của chất lỏng
Newton là hệ số góc của đường thẳng này, không phụ thuộc vào gradien vận tốc,
chỉ phụ thuộc vào loại chất lỏng, nhiệt độ và áp suất.
µ=

τ
dv dr

(3.3)

Mô hình chất dòng chảy chất lỏng Newton được mô tả bằng đường II 1, hình 3.1a.


21

3.1.2. Chất lỏng phi Newton
Là chất lỏng có độ nhớt (µ) phụ thuộc vào gradien vận tốc (
3.1.2.1.

dv
dr

).

Chất lỏng giả dẻo (mô hình Ostwald)

Chất lỏng giả dẻo có dòng chảy không tuân theo phương trình của Newton, độ
nhớt giảm nhanh khi gradien vận tốc tăng, chất lỏng có khả năng chảy ngay cả khi
ứng suất trượt rất nhỏ.
Đường cong chảy (đường II2, hình 3.1a) của chất lỏng có xu hướng lồi về phía
trục τ. Chất lỏng có tính chất dị thường đó gọi là giả dẻo. Sự chảy của chất lỏng này
tuân theo mô hình của Ostwald:
 dv 
 
τ=µ’  dr 

n

(3.4)

Trong đó:
τ: Ứng suất trượt, (Pa);
µ: Độ nhớt, (Pa.S);
dv
: Gradien vận tốc, (S-1);
dr

n<1: Hệ số đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng;
3.1.2.2. Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham)
Chất lỏng nhớt dẻo là hệ cấu trúc mà trong đó pha rắn có cấu trúc mạng tinh thể
dày đặc (ví dụ như mạng tinh thể parafin) chỉ có khả năng tạo dòng chảy sau khi
mạng bị phá vỡ. Sự chảy của loại này bắt đầu sau khi tác dụng lên chúng một ứng
suất trượt lớn hơn ứng suất giới hạn τ0 và sau khi bị phá vỡ cấu trúc chất lỏng tuân
theo định luật Newton.
Những chất lỏng đó tính nhớt – dẻo và dòng chảy tuân theo mô hình của
Bingham:


22

 dv 

 dr 

τ = τo+µ” 

(3.5)

Mô hình Bingham được mô tả ở đường I1 (hình 3.1a)

µ

Chất lỏng giả dẻo
τ(Pa)

Chất lỏng
Dilatant
Chất lỏng
Newton

a)
τo

II

Chất lỏng
Bingham-Xvedop
0

II

dv dr

II
0

b)
Hình 3.1: Đường cong chảy (a) và đường cong nhớt của chất lỏng “nhớt”
(b).


23

 dv 
II1: Chất lỏng Newton: τ = µ  
 dr 
n

 dv 
 
II2: Chất lỏng giả dẻo (mô hình Oswald): τ = µ’  dr  , n<1

 dv 
I1: Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham): τ = τo + µ”  
 dr 
I3, II3: Chất lỏng có độ nhớt tăng dần
I2: Chất lỏng có độ nhớt giảm dần
Các nghiên cứu mô hình lưu biến của dầu mỏ chứng minh rằng ở thấp hơn nhiệt
độ đông đặc parafin, dòng chảy của dầu tuân theo mô hình của Bingham. Sử dụng
mô hình Bingham trong nghiên cứu dầu nhiều parafin, độ nhớt cao đã được trình
bày trong các công trình nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm của Mirzadzanzade,
Gubin.
Mô hình tổng quát cho các loại chất lỏng:
 dv 
τ = τo + µ  

 dr 

n

Khi τo = 0, n = 1, ta có mô hình Newton;
Khi τo = 0, ta có mô hình Ostwald;
Khi n = 1, ta có mô hình Bingham;
Qua nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và mỏ
Nam Rồng- Đồi Mồi nhằm xác định vùng dị thường độ nhớt là yếu tố quan trọng để
xác định vùng mà ở đó dầu chuyển từ chất lỏng Newton sang chất lỏng phi Newton,
đây là yếu tố chính gây tổn thất áp suất trong quá trình vận chuyển dầu khí, ta thấy:
Khi nhiệt độ lớn hơn 400C dầu là chất lỏng Newton. Thấp hơn nhiệt độ này dầu
biểu hiện tính phi Newton và khi nhiệt độ càng giảm, tính chất này thể hiện càng rõ.
Ở 220C (nhiệt độ thấp hơn của nước biển vùng cận đáy khu vực mỏ Nam Rồng- Đồi
Mồi và mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) ứng suất trượt đạt giá trị rất lớn.
Những số liệu ở bảng 3.1 và bảng 3.2 cho thấy dầu mỏ ở Xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro đang khai thác có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao, đường ống dẫn
dầu từ RC-DM về RP-1 được đặt ngầm dưới đáy biển, và không được bọc lớp cách
nhiệt với môi trường xung quanh. Nhiệt độ trung bình của nước biển ở đáy biển dao
động khoảng 240C ÷ 260C, vận chuyển dầu trong những điều kiện như vậy có thể
gây nên nguy cơ tắc đường ống cao do dầu bị đông đặc, bởi vậy trước khi vận


24

chuyển dầu thô ta cần phải cải thiện tính lưu biến của nó để công việc vận chuyển
được thuận lợi.
Nhiệt độ (T, 0C)
Hệ số mũ (n)
Ứng suất trượt (τ, Pa)

30
0,100
1,0000
28
0,265
0,8121
26
0,328
0,6789
24
1,050
0,5445
22
3,595
0,4867
Bảng 3.1: Ảnh hưởng nhiệt độ đến thông số lưu biến của dầu mỏ Nam RồngĐồi Mồi
Bảng 3.2: Ảnh hưởng nhiệt độ đến thông số lưu biến của dầu mỏ Nam RồngĐồi Mồi
Nhiệt độ (T, 0C)

Hệ số mũ (n)
Ứng suất trượt (τo, Pa)
30
0,10
0,050
28
1,35
0,112
26
3,70
0,203

24
5,80
0,382
22
8,90
0,659
Bảng 3.3: Sự thay đổi độ nhớt của dầu ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi nhờ xử lý nhiệt
và hoá phẩm Sepaflux, Prochinor ở 800C
Nhiệt độ (0C)
40
30
28
26
24
22
20
18
16

Độ nhớt (mPa.S) theo hàm lượng hoá phẩm (g/T.dầu) ở nhiệt độ
800C
0
400
600
800
6
15
14
13
34

26
24
25
40
34
34
32
52
38
36
34
70
58
52
38
95
72
60
55
180
93
74
72
300
160
9
98
510
300
176

160


25

Từ những kết quả nghiên cứu xử lý dầu bởi hoá phẩm kết hợp với xử lý nhiệt
được tiến hành ở Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro trên máy đo độ nhớt, kết quả
cho thấy ở bảng 3.3.
3.2. Tính toán công nghệ đường ống vận chuyển dầu
3.2.1. Tính toán bền cho đường ống
Chúng ta phải xác định được ngoại lực tác động lên đường ống khi làm việc rồi
chọn vật liệu và bề dày thích hợp để ống làm việc an toàn.
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 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.
3.2.1.1. Tải trọng do áp suất trong ống
Là tải trọng quan trọng nhất đối với ống vận chuyển. Để tính ứng suất do áp lực
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.
Pi .De
σ = 2.δ

(3.6)

Trong đó:
σ: Ứng suất theo chu vi ống, (KG/cm2);
Pi: Áp suất trong ống, (KG/cm2);
De: Đường kính ngoài ống, (cm);

δ: Bề dày định mức của thành ống, (cm);
Nếu xem σo là giới hạn chảy đối với vỡ ống, thì áp suất gây vỡ sẽ là:
2.σ 0 .δ
Pv = De

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:
 2.σ 0 .δ 


De 

Pv = 0,72.0,875.

Hoặc bề dày an toàn của ống phải là:

(3.7)