CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO

CHƯƠNG III
CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM
LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO
3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt
thấp

-

Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều parafin có thể pha loãng nó với các dung
môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp như :
Dầu thô ít parafin.
Condensat thu hồi từ khí dầu.
Các sản phẩm của quá trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen.
Các dẫn suất Hydrocacbon như tetraclorua, clorua cacbon-4.
Các Hydrocacbon thơm như Benzene, Toluen.
Cơ chế của quá trình pa loãng dầu parafin có thể giải thích như sau:
Độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin.
Việc pha loãng dầu thô bằng dung môi sẽ làm giảm nồng độ parafin, kéo theo
sự giảm độ nhớt và đông đặc.
Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những
tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin
thì trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp
để vận chuyển như vậy sẽ giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất
khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm
bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định.
Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trương hợp làm tăng khả năng lắng
đọng parafin và asphalten trên thành đường ống và như vậy lại phải cần những
biện pháp công nghệ và chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin và
asphalten.
Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng không thể đáp ứng được
nhu cầu cảu sản xuất nếu lượng thu hồi tại mỏ quá nhỏ so với lượng dầu khai

thác lên, nếu dung xăng, dầu hỏa… thì chi phí rất cao, dùng các dẫn xuất
hydrocacbon : CHCL3, CCl4 thì không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, do
đó phương pháp này ít được sử dụng trong thực tế.
3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng
Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là
phương pháp phổ biến nhất để vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống
dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vân chuyển nóng.


Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo
đường ống. Tiêu hao năng lượng để vận chuyển chất lỏng trong đường ống
tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vân chuyển chất lỏng phi
Newton cần tiều hao một năng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc
khởi động và thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất
trượt tới hạn τ o.
Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động
bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất
trượt tĩnh của chất lỏng.
Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều
kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có
thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động
không kinh tế. Trong những trường hợp đó máy bơm piston được xem xét.
Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng
phương pháp gia nhiệt chất lỏng. Khac với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường,
việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà
trong đó các quá trình trao đổi nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý
nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng
mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt
độ dầu ở cuối đường ống. Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể
đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống trong cùng một vỏ

cách ly với các ống khác ( đường ống hơi nước, đường ống nước nóng…). Đặt
đường ống trong đường hầm sưởi.
Tuy nhiên, ở Việt Nam trong điều kiện khai thác mỏ dầu ngoài khơi. Đường
ống nằm dưới đấy biển trong môi trường thất thoát lớn, các biện pháp nhằm
bảo ôn đương ống là khó thực hiện do hiệu quả chưa cao, chi phí đầu tư lớn.
3.3 Vận chuyển dầu đã xử lý nhiệt
Xử lý băng phương pháp nhiệt tức là gia nhiệt cho dầu đến một nhiệt độ nóng
chảy của parafin, sau đó làm lạnh nó ở những điều kiện mà cấu trúc tinh thể có
độ bền thấp nhất.
Những yếu tố ảnh hưởng lướn đến độ bền cảu cấu trúc tinh thể parafin sau khi
xử lý nhiệt: Mức độ gia nhiệt, hàm lượng parafin rắn và chất nhựa asphalten
trong dầu, tốc độ và những điều kiện làm lạnh ( động hay tĩnh).
Với mỗi loại dầu có một nhiệt độ xử lý tối ưu tùy thuộc vào thành phần
hydrocacbon và hàm lượng keo nhựa. Kết quả nghiên cứu xử lý cải tiến tính
lưu biến bằng phương pháp này cho thấy hiệu quả của nó không ổn định, tính
chất của dầu xấu đi theo thời gian. Trường hợp đường ống bị tắc nghẽn hoặc
khi dùng bơm, ứng suất trượt tĩnh tăng lên rất nhanh, gây khó khăn cho việc
khắc phục sự cố và khởi động lại đường ống.


Tùy theo điều kiện nhiệt độ xử lý mà kết quả của quá trình xử lý nhiệt sẽ làm
tốt lên hoặc xấu đi đặc tính lưu biến của dầu, sự phụ thuộc này được giải thích
như sau:
Nếu gia nhiệt cho dầu thô đến nhiệt độ không đủ để các tinh thể parafinhoaf
tan hết mà chỉ hào tan một phần ,trên bề mặt của tinh thể parafin được hấp thụ
bởi các hợp chất keo nhựa, bị làm lạnh dần sẽ dẫn đến hiện tượng kết tinh
parafin và hình thành trong dầu một hệ thống cấu trúc bền vững với các tinh
thể parafin nhỏ hơn, làm tăng độ nhớt và nhiệt độ đông đặc dầu.
Nếu gia nhiệt đến nhiệt độ quá cao, khi làm lạnh các hợp chất keo nhựa lại tạo
thành mạng cấu trúc hạt lớn. Sự tạo thành này làm cho dầu thô có độ nhớt và

nhiệt độ đông đặc cao hơn dầu lúc chưa xử lý.
Khi gia nhiệt dầu thô với nhiệt độ vừa đủ để các tinh thể parafin hòa tan hoàn
toàn thì khi làm lạnh, các chất keo nhựa đóng vai trò như chất hoạt động bề
mặt có khuynh hướng tạo thành các tinh thể hình cây, que và tạo cấu trúc
mạng kém bền vững. Lúc này độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô sẽ nhỏ
hơn trước khi đem xử lý.
Phương pháp này thực tế bị hạn chế bởi tính kinh tế và hiệu quả về mặt kỹ
thuật trong khi hiệu quả xử lý không cao. Thông thường phương pháp này
được kết
hợp với xử lý bằng hóa phẩm phụ gia và chỉ là một phần của
công nghệ xử lý dầu parafin do tính hanh chế về công nghệ và kĩ thuật của nó.
3.4 Xử lý dầu bằng hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc)
Sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc trong xử lý dầu ( những chất giảm
độ nhớt và ứng suất dịch chuyển tới hạn của dầu), là những phương pháp triển
vọng và hiện đang được ứng dụng rộng rãi trong xử lý dầu nhiều parafin để
vận chuyển theo đường ống.
Ở nhiệt độ cao hóa phẩm cho vào dầu sẽ không làm thay đổi dộ nhớt của dầu.
Ảnh hưởng của hóa phẩm chỉ nhận thấy ở nhiệt độ thấp, khi mà trong dầu diễn
ra sự hình thành cấu trúc các tinh thể parafin.
Các nhà nghiên cứu đều thừa nhận sự hoạt động lưỡng tính của háo phẩm : thứ
nhất, những phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc cùng với parafin tạo ra
những tinh thể hỗn hợp, điều này dẫn đến cấu tạo của chúng thay đổi và ngăn
chặn sự hình thành mạng lưới cấu trúc liên tục. Thứ hai, những phần tử hóa
phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đóng vai trò như những trung tâm mà xung
quanh chúng, parafin bị tinh thể hóa tạo nên những hợp thể không thể liên kết
được với nhau.
Trên thực tế, có những chất tác động lên dầu theo hướng thứ nhất, có chất theo
hướng thứ hai, có chất theo cả hai hướng.
Những chất nhựa asphalten chứa trong dầu là một dạng chất giảm nhiệt độ
đông đặc. Khi nghiên cứu ảnh hưởng của nhựa đến nhiệt độ đông đặc của các

dung dịch parafin trong dầu đã xác lập được rằng, khi bổ sung một lượng nhỏ
nhựa vào dầu dẫn đén nhiệt độ đông đặc của dung dịch giảm đi 7-90C.
Tại các mỏ dầu Việt Nam hiện nay một số hóa chất đã được sử dụng có hiệu
quả để xử lý dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ, Rồng và Đại Hùng là Sepaflux,
Prochinor.
Bảng 3.1 Kết quả xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lượng hóa chất khác nhau.

Lượng
hóa
phẩm
G/ph
0
175
350
525
700

Ứng suất dịch chuyển ban đầu τ 0 (Pa)
Với thời gian lưu mẫu ( giờ )
0.25
56
8.6
6.8
6.3
4.3

2
210

12.5
11
10.5
10.2

4
278
13.5
11.5
11
11.7

16
285
17.5
12.5
11.5
12.5

18
300
16.5
13
12
13

24
315
17.8
13.6

11.8
13.1

42
340
21.1
14
13.2
12.5

72
360
24.6
15.6
13.5
15

Tính hiệu quả sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào bản
chất hóa học của dầu. Không có loại hóa phẩm chung cho tất cả cá loại dầu.
Thực tế khảo sát đã cho thấy tính chất lưu biến của dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng và
Đại Hùng đã được cải thiện đáng kể khi chúng được xử lý bằng hóa phẩm
giảm nhiệt độ đông đặc. Khả năng giảm nhiệt độ đông đặc đối với các laoij
dầu này ở khoảng 10-160.
Những hóa phẩm được kiến nghị cho vào dầu ở nhiệt độ 65-90 0C, khi đó khối
lượng chính của cá parafin rắn ở trạng thái hòa tan. Bơm hóa phẩm giảm nhiệt
độ đông đặc vào dầu ở nhiệt độ thấp hơn 650C hiệu quả sẽ rất thấp.
Vận tốc làm lạnh cũng ảnh hưởng đến những tính chất lưu biến của dầu được
xử lý băng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc.
Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc dạng lỏng được bơm vào đường ống trước
máy bơm lý tâm bằng bơm định lượng. Biện pháp này sẽ đảm bảo khả năng

phân bố đồng đều hóa phẩm trong toàn thể tích. Tuy nhiên, khi làm lạnh dầu
xử lý bằng hóa phẩm ở chế độ chảy rối thì tính lưu biến sẽ bị kém hơn so với
khi làm lạnh ở chế độ chảy tầng.
3.5 Vận chuyển dầu cùng nước
Vận chuyển dầu cùng nước là một trong những phương pháp vận chuyển
có hiệu quả trên thế giới đối với dầu nhiều parafin và có độ nhớt cao.
Vận chuyển nước - dầu bằng cách bơm vào dòng dầu một khối lượng
nước nhất định và thiết lập được những điều kiện thủy động lực hợp lý cho
chuyển động của hỗn hợp đã tạo thành.


Vận chuyển nước – dầu được thực hiện theo những chế độ chảy và
phương pháp sau:
a. Dầu và nước chảy phân tầng.
b. Dòng chảy vành khuyên: dầu bên trong, nước bên ngoài.
c. Dòng chảy của nhũ tương dầu – nước (dầu trong nước)
Trong ba phương pháp thì phương pháp b và c có kết quả cao hơn.
- Phương pháp chảy vành khuyên : Đồng thời bơm vào đường ống dầu có độ
nhớt cao và nước sao cho dầu chảy bên trong vành khuyên nước. Để đạt mục
đích trên phải sử dụng kĩ thuật chuyên dụng hoặc những đường ống có cấu
trúc xoáy bên trong.
- Phương pháp vận chuyển nhũ tương: Độ nhớt, sức cản thủy lực sẽ giảm đi
đáng kể khi ta tạo được nhũ dầu nước thuận ( dầu trong nước). Hỗn hợp dầunước tạo thành khi những phân tử đầu được màng nước bao bọc và như vậy
không có tiếp xúc giữa dầu và thành ống.
Trong quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu - nước theo đường ống, ở một số
trương hợp( nhiệt độ, vận tốc) nhũ dạng dầu trong nước sẽ chuyển sang dạng
ngược lại thành nhũ nước trong dầu. Nhũ nước trong dầu thường có độ nhớt
cao hơn hẳn dầu khi chưa xử lý, làm ảnh hưởng rất xấu đến quá trình vận
chuyển.
Một số yếu tố khác của phương pháp vận chuyển này là khi ngừng bơm sẽ xảy

ra quá trình phân pha, làm tăng bề mặt tiếp xúc của dầu với thành ống điều đó
dẫn đến làm tăng áp suất khởi động.
Nhược điểm lớn nhất của phương pháp này là làm giảm khả năng vận chuyển
đường ống do vận chuyển cả nước, tăng thêm thiết bị tách lọc ở cuối đường
ống và chi phí sản xuất tăng do tăng hóa phẩm khử nước.
3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí
Dầu khi vân chuyển trong đường ống luôn có một lượng khí đồng hành.
Khối lượng khí này nhiều hay ít phụ thuộc vào tính chất của dầu, điều kiện
tách và bơm chuyển. Tăng lượng khí bão hòa trong dầu và vận chuyển dầu
bão hòa khí là một trong những phương pháp nhằm tốt hơn tính lưu biến của
dầu thô.
Khi vận chuyển dầu bão hòa khí: tổn hao áp suất giảm, áp suất khởi động
giảm. Hiệu quả phương pháp tăng khi tăng lượng khí bão hòa trong dầu.
Nét đặc trưng của công nghệ vận chuyển dàu bão hòa khí là đảm bảo vận
chuyển dầu 1 pha, tức là tránh cho khí tách khỏi dầu . Để đạt được điều đó
phải duy trì áp suất trên toàn bộ đường ống luôn luôn cao hơn áp suất bão hòa.
Thực hiện phương pháp vận chuyển dầu bão hòa khí đi đòi hỏi phải trang
bị kỹ thuật đảm bảo dầu bão hòa khí luôn ở dạng 1 pha ở tại đầu vào của máy
bơm và đường ống phải được thiết kế va lắp đặt để vận chuyển với áp suất
cao.


3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách
Bản chất của phương pháp này là sau khi bơm một lượng dầu parafin độ nhớt
cao sẽ bơm nối tiếp một nút dầu có độ nhớt thấp, hoặc nước, hoặc chất cách
đặc biệt.
Vận chuyển dầu có độ nhớt cao nhờ các nút đẩy ở chế độ chảy tầng không có
lớp ngăn cách thường khó thực hiện vì trong trường hợ này khối lượng nút đẩy
phải lớn hơn 3-4 lần khối lượng cần vận chuyển.
Vận chuyển dầu có độ nhớt cao nhờ nút đẩy ở chế độ chảy rối sẽ tạo thành ở

ranh giới hai chất lỏng 1 vùng hỗn hợp. Vàng hỗn hợp này thấp hơn nhiều so
với chế dộ chảy tầng và thường khoảng 1% thể tích dầu. Tuy nhiên, khi khối
lượng vận chuyển dầu không nhiều để vận chuyển ở chế độ chảy rối đồi hỏi
phải tăng chất lỏng đẩy. Để giảm khối lượng chất đẩy người ta sử dụng các
nút ngăn cách. Những nút này có thể là chất rắn hoặc chất lỏng. Những nút
bằng chất rắn là những thiết bị cơ nằm giữa hai lớp dầu và cùng dầu chuyển
động dọc theo đường ống . Những nút ngăn cách lỏng là những chất lỏng đặc
quánh ( có thể gốc hydrocacbon hoặc không hydrocacbon) với tính chất lưu
biến đặc biệt ( hỗn hợp chất dẻo, đàn hồi). Ưu điểm của nút ngăn cách chất
lỏng là có khả năng sử dụng trong đường ống với các kích thước thay đổi.
So sánh các phương pháp vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao, điều kiện
áp dụng , vốn đầu tư, chi phí sản xuất và những thuận lợi, khó khăn được trình
bày theo bảng sau:
Tóm tắt những giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin trong đường
ống
Bảng 3.2 Tóm tắt những giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin trong
đường ống.
Stt

Công nghệ vận
chuyển

1

2
3
4

5

Vận chuyển dầu
nóng
Vận chuyển dầu đã
xử lý nhiệt
Vận chuyển dầu
bằng hóa chất hạ
điểm đông
Vận chuyển dầu nước

Điều kiện áp
dụng

Vốn đầu tư

Chi phí
sản xuất

Có dầu không
parafin và
chất hòa tan

Trung bình

Không
cao

Trung bình

Trung
bình

Cao

Dầu ưu xử lý Rất cao
nhiệt
Dầu ưu xử lý Thấp
bằng hóa
phẩm chống
đông
Có nguồn
Trung bình
nước, có khả
năng tách
nước khỏi dầu

Các yếu tố khác

Có nguy cơ đông đặc
khi dừng bơm
Nguy cơ thay đổi tính
chất dầu

Cao

Trung
bình

Giảm công suất đường
ống

6

Vận chuyển dầu
bão hòa khí
Vận chuyển dầu
bắng các nút đẩy,
nút cách

7

Có khả năng
tách các nút
ra khỏi dầu

Trung bình

Cao

Trung bình

Cao

Phương tiện kĩ thuật
hạn chế
Công suất đường ống
giảm, công nghệ chưa
hoàn chỉnh

CHƯƠNG IV
LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH

TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG TỪ ĐH02 –ĐH01
4.1 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.
4.1.1 Cơ chế tác dụng của PPD và chất trợ hấp phụ (activator)
Các polymer có trong PPD (như Polyvinylacetate, Polyvinylacrylate...) khi
hòa tan vào dầu thô sẽ đồng kết tinh với phân tử paraffin (Hình 4.1), giúp ngăn
ngừa sự lớn lên của paraffin trong điều kiện nhiệt độ thấp.
Chất trợ hấp phụ (activator) có khả năng kết tủa hoặc tương tác với PPD ở
dạng hòa tan trong dung dịch và di chuyển vào vỉa. Thành phần chính của
activator là các alcohol và hỗn hợp của chúng. Khi cho PPD tương tác với
activator sẽ xảy ra cơ chế hình thành gel, do hiện tượng kết hợp trong dung
dịch polymer và do ái lực của phân tử polymer không giống với các dung môi
khác.
Hòa tan PPD trong dung môi để tạo ra dung dịch PPD loãng và các phân tử
polymer không thể liên kết với nhau. Do ái lực của phân tử alcohol trong
activator và phân tử dung môi trong dung dịch PPD lớn hơn ái lực của phân tử
dung môi và phân tử polymer nên khi cho activator vào dung dịch PPD, dung
môi sẽ bị tách ra khỏi dung dịch PPD và PPD trở về trạng thái ban đầu là dung
dịch polymer đậm đặc. Trong dung dịch đậm đặc, các đại phân tử (phân tử
polymer) có thể tác dụng tương hỗ và tạo thành các chất kết hợp khi khả năng
va chạm tương đối lớn. Đặc điểm của các chất kết hợp được tạo thành trong
dung dịch polymer là nhờ các đại phân tử dài, uốn dẻo nên có thể tham gia vào
thành phần của các chất kết hợp khác nhau, tạo thành mạng liên kết không


gian trong dung dịch.

Hình 4.1 Cơ chế ngăn ngừa lắng đọng parafin của PPD

4.1.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp
phụ PPD
Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên
bề mặt đá vỉa ứng dụng khả năng giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô của hóa
phẩm PPD và khả năng kết tủa PPD ra khỏi dung dịch của activator. Khi PPD
(dạng hòa tan trong dung dịch) và activator tiếp xúc với nhau trong vỉa, lập tức
hóa phẩm activator chuyển PPD từ dạng lỏng sang dạng gel, bám trên bề mặt
đá vỉa, di chuyển vào các lỗ rỗng của đá vỉa (Hình 4.2). Khi dòng dầu khai
thác chảy qua lớp đá vỉa này, PPD sẽ bị cuốn theo dòng dầu và hòa tan vào
dầu thô, làm giảm nhiệt độ đông đặc của dòng dầu thô khai thác ngay trong
vỉa. Do đó, ức chế quá trình hình thành lắng đọng paraffin trong ống khai thác.


Hình 4.2 Quá trình chui vào bên trong lỗ rỗng đá vỉa cảu sản phẩm tương tác
giữa PPD và chất phụ gia activator.

4.1.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin bằng
phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa
Quy trình công nghệ ức chế lắng đọng parafin được áp dụng cho một số
giếng khai thác dầu gồm 4 giai đoạn. Giai đoạn 1 là thu thập tài liệu về lịch sử
xử lý lắng đọng parafin của giếng, xác định đặc trưng hóa lý các đối tượng
thuộc giếng, nhiệt độ đông đặc dầu, hàm lượng parafin trong dầu, độ rỗng, độ
thấm của đá vỉa, thử nghiêm lựa chon PPD, hóa phẩm activator phù hợp với
loại dầu. Tiếp theo là giai đoạn chuẩn bị lên kế hoạch chi tiết cho cả quá trình
áp dụng công nghệ, tính toán, chuẩn bị lượng hóa phẩm cần thiết như: PPD,
háo phẩm activator, dầu diesel, chuẩn bị bơm, thiết bị tạo hơi nước cho xử lý
giếng trước khi áp dụng công nghệ, đường ống dẫn từ bơm tới miệng giếng,
chuẩn bị nhân lực. Trong giai đoạn 3, tiến hành xử lý giếng bằng thiết bị tạo
hơi nước áp lực cao, xử lý bằng dầu nóng, dung môi nóng…; tiến hành bơm
ép các hóa chất cần thiết để ức chế lắng đọng parafin theo chương trình bơm

đã đề ra trước. Giai đoạn 4 là theo dõi đánh giá hiệu quả : theo dõi nhiệt độ
lắng đọng cảu dầu ra khỏi giếng theo sản lượng khai thác, đánh giá hiệu quả
kinh tế theo tình hình tiến hành thực tế( đã tính phát sinh trong quá trình tiến
hành )
Trong đó, giai đoạn bơm ép xử lý, ngăn ngừa lắng đọng parafin cần thực hiện
7 bước chi tiết sau:
- Bước 1: Loại bỏ lắng đọng trong đường ống khai thác
- Bước 2: Khởi động lại giếng để loại bỏ toàn bộ dung môi hoặc các hóa phẩm
sử dụng để làm sạch parafin đã nhiễm bẩn và những lắng đọng parafin bị hòa


tan tới thùng chứa ( đã chuẩn bị trước khi lên kế hoạch bơm ép) đến khi không
nhìn thấy lắng đọng bằng mắt thường.
- Bước 3: Bơm ép hóa phẩm activator vào giếng với thể tích cần thiết (tính
toán) so với háo phẩm PPD.
- Bước 4: Bơm diesel hoặc dầu thô vào giếng để tạo ra bề mặt ngăn cách giữa
hóa phẩm activator và chất hạ điểm đông đặc PPD.
- Bước 5: Lượng hóa phẩm PPD cần thiết được tính toán trước khi theo sản
lượng giếng cần xử lý. Hóa phẩm PPD đã được pha loãng bằng diesel.
- Bước 6: Bơn ép mạnh diesel hoặc dầu thô vào giếng để đẩy toàn bộ hóa chất
đã bơm trước đó vào giếng vào sâu trong vỉa.
- Bước 7: Đóng giếng trong vòng 24 giờ. Khởi động khai thác trở lại và kiểm
soát chất lượng sản phẩm ( dầu thô).

Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm trong công nghệ ức chế lắng đọng parafin
bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho một giếng
khai thác dầu.


Lượng hóa phẩm PPD cần sử dụng cho quá trình ức chế, ngăn ngừa lắng đọng

parafin trong giếng khai thac bằng phương phấp hấp phụ PPD lên bề mặt đá
vỉa được tính theo công thưc sau:
(4.1)
Trong đó:
ppm : hàm lượng PPD pha chế cần thiết để hạ nhiệt độ đông đặc của dầu
xuống mức cho phép;
(t) : thời gian dự kiến từ lúc tiến hành công nghệ tới khi hóa phẩm hết tác dụng
(ngày);
Qdầu/ ngày đêm : năng suất dầu cảu giếng (m3/ngày đêm);
(f) hệ số lý tưởng, f = 0.55-0.66;
Lượng activator/PPD được sử dụng theo tỷ lệ thích hợp.
Bảng 4.1 Đặc tính lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng sau khi xử lý hóa phẩm.
Nhiệt
độ,

Mẫu dầu

0

C
Mẫu 1

Mẫu 2

Mẫu 3

µ

τ0

µ

τ0

µ

τ0

pa.s

pa

pa.s

pa

pa.s

pa

25

0,558

0,446

1,314

1,557

1,425

0,657

30

0,086

0,017

0,552

0,410

0,278

0,023

35

0,034

40

0,029

0

0,064

0

0,095

0

45

0,025

0

0,052

0

0,072

0

50

0,021

0

0,042

0

0,054

0

0

0,115

0

0,125

0


4.1.4 Kết luận
Công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin trong đường ống khai thác
bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa được nghiên cứu hoàn toàn
khả thi và có thể áp dụng với mỏ Đại Hùng do phù hợp về công nghệ khai
thác, đối tượng dầu thô và địa chất cảu mỏ Đại Hùng.
Việc áp dụng công nghệ này vừa giúp giảm tần suất xử lý và chi phí xử lý lắng
đọng parafin vừa có thể giúp tăng sản lượng của giếng dầu xử lý (do parafin
không lắng đọng trong đường ống khai thác). Vì vậy việc đưa công nghệ này
vào áp dụng trong thực tế khai thác dầu thô tại mỏ Đại Hùng nói riêng và tại
Việt Nam nói chung sẽ mang lại lợi ích rất lớn và đạt hiệu quả kinh tế cao.
4.2 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng
4.2.1 Giàn xử lý và điều khiển trung tâm (giàn FPU-ĐH01)
Trong phương án phát triển giàn FPU-ĐH01 hoạt động như giàn trung tâm,
dòng sản phẩm khai thác từ giàn đầu giếng WHP-ĐH02 được xử lý sơ bộ để
tách khí và đốt ở đuốc của giàn. Dầu và nước được vận chuyển về giàn FPUĐH01 để tiếp tục xử lý cùng với dầu khai thác của khu vực EPS. Giàn đầu

giếng WHP-ĐH02 được điều khiển và theo dõi từ phòng điều khiển của giàn
FPU-ĐH01.
FPU-ĐH01 là thiết bị nửa nổi nửa chìm do hãng Aker Engineeing thiết kế
và xây lắp vào năm 1974 và được sử dụng như một giàn khoan. Năm 1984 nó
được công ty Haminton Oil Company hoán cải lại để khai thác dầu ở biển Bắc
(địa phận Anh và Na uy) tại các mỏ Argyll/Duncan/Innes. FPU-ĐH01 là thiết
bị nửa nổi nửa chìm ổn định kiểu Aker H-3 với 2 phao, 8 cột ổn định chính và
2 cột ổn định phụ. Năm 1984 thiết bị khoan được thay thế bằng thiết bị khai
thác, xử lý dầu và nước. Vào năm 1994 sau khi được hoán cải tại Singapore,
FPU-ĐH01 được kéo đến mỏ Đại Hùng và neo vào vị trí nhờ hệ thống xích
neo. Các tuyến neo gồm 8 sợi dây xích đường kính 98 mm chế tạo từ thép có
mác NVK4 RIG. Các sợi xích được neo xuống đáy biển nhờ các neo kiểu
Stevshark nặng 37 tấn. Tải trọng kéo đứt xích nhỏ nhất theo thiết kế là


10600kN (1080 tấn).
Ban công hiện có trước đây được lắp đặt ở mạn phải của giàn, là nơi lắp
đặt tất cả các ống đứng (hay còn gọi là ống mềm động) của các ống mềm 3”,
đường điều khiển Umbilical 3” của các giếng ĐH-1P, ĐH-2P, ĐH-3P, ĐH-4P,
ĐH-5P và ĐH-4X và các ống đứng cho hai đường ống 6” vận chuyển dầu từ
giàn FPU-ĐH01 sang tàu chứa FSO.
Ban công phía trước giàn có tất cả 9 slot 3” được thiết kế để lắp đặt 6 ống
đứng của 4 ống mềm và 2 đường điều khiển Umbilical cho 2 giếng ĐH-9P và
ĐH-10P. Còn lại 3 slot để lắp đặt cho 2 ống mềm và 1 đường điều khiển của
giếng ngầm 6P/7P.
Ban công phía sau giàn có tất cả 9 slot 3” và 3 slot 6”. 9 slot 3” để lắp đặt
9 ống đứng của 6 ống mềm và 3 đường điều khiển umbilical cho 3 giếng ĐH7X, ĐH-12X và ĐH-8P. 3 slot 6” được lắp đặt cho 2 đường xuất dầu từ giàn
WHP-ĐH02 về FPU-ĐH01 và 1 đường cáp ngầm điều khiển và cung cấp điện
cho giàn WHP-ĐH02.

Hình 4.3. Mô hình khai thác mỏ Đại Hùng từ FDP-2006 đến 31/12/2013
(thêm các giếngWHP-ĐH02)

4.2.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-ĐH02
Giàn đầu giếng WHP-DH02 được thiết kế là giàn không có người ở, điều
khiển từ giàn FPU-ĐH01. Dòng sản phẩm từ các giếng khai thác được thu
gom tại giàn đầu giếng, rồi được xử lý sơ bộ tại bình tách 2 pha để tách khí
khỏi hỗn hợp dầu, khí, nước sau đó hỗn hợp lỏng dầu và nước được vận
chuyển qua đường ống mềm sang giàn FPU-ĐH01 tiếp tục xử lý sau đó dầu
thô được bơm sang tàu chứa FSO.
4.2.3 Phao CALM
Phao CALM được cố định nhờ tám xích neo. Tám sợi xích giữ có đường kính
76mm và 87mm. Phao CALM được neo xuống đáy biển bằng tám chiếc neo
20 tấn. Phao CALM sử dụng ở mỏ Đại Hùng là kiểu cải tiến (đường kính
17m) từ phao neo sử dụng ở các mỏ Hamilton-2 và Crawford/Argyll tại biển
Bắc thuộc địa phận vương quốc Anh trước đây. Phao CALM đã được sữa
chữa và hoán cải để sử dụng cho mỏ Đại Hùng.
Khả năng lưu thông chất lỏng của khớp quay phao CALM và đường ống
khoảng 35.000 thùng/ngày (5.563 m3/ngày).
Nhược điểm sử dụng phao CALM là vào khoảng thời gian có gió mùa
đông bắc, đặc biệt tháng 12 và tháng 01 hàng năm, vì điều kiện an toàn (không
để sức căng của dây neo tàu FSO vào phao CALM vượt quá giới hạn cho
phép) phải tách tàu FSO khỏi phao CALM, nghĩa là phải dừng khai thác.
4.2.4 . Tàu chứa nổi và xuất dầu (FSO)
FSO có chức năng tách nước, tàng chứa và bơm xuất dầu cho tàu mua dầu.
FSO được nối với phao CALM. Dầu khai thác dược bơm đến phao CALM,
sau đó theo ống mềm nổi sang FSO.
FSO được trang bị ba móc nối tháo lắp nhanh với độ bền định mức 200 tấn
SWL cho mỗi móc. Hai trong các móc nối đó ở phía trước tàu dùng để nối

FSO với phao CALM và móc còn lại nằm ở đuôi tàu để nối với tàu mua. FSO
được nối với phao CALM bằng một đoạn xích loại 76 mm và nối với 3 đoạn
dây giống nhau có chiều dài là 65 m tải trọng định mức là 452 tấn NWBS. Hệ
thống được thiết kế đảm bảo sự phân bố tải trọng lên hai dây như nhau. Dây
thứ ba nằm trong hệ thống này với vai trò dự phòng sẽ hoạt động khi tải trọng
tác dụng lên hai dây chính lớn. Tải trọng định mức của cả hệ là 400 tấn. Tải
trọng tới hạn của mỗi dây là 200 tấn. Hệ thống cho phép tàu FSO hoạt động
trong điều kiện sóng tới 5,5 m.
Trên FSO quá trình tách nước cuối cùng sẽ diễn ra trong tank lắng. Các
thiết bị gia nhiệt sẽ giữ cho nhiệt độ của dầu trong tank không hạ thấp hơn
nhiệt độ đông đặc của dầu và như vậy sẽ đảm bảo chế độ nhiệt và các quá
trình xử lý, tàng chứa và bơm xuất dầu. Bơm xuất dầu cho tàu mua sẽ thực
hiện theo phương pháp nối đuôi (tandem).
Trên mỏ Đại Hùng đang sử dụng tàu chứa FSO KAMARI, khả năng chứa
là 122 nghìn m3 dầu thô (khoảng 766.000 thùng. Ngoài ra trên FSO có sân bay
trực thăng, hệ thống đo lưu lượng dầu, hệ thống căn chỉnh và khu nhà ở.
4.2.5 Hệ thống ống mềm phục vụ khai thác các giếng ngầm
Có 2 loại ống mềm cho giếng ngầm khai thác ở mỏ Đại Hùng: ống mềm
khai thác và ống mềm điều khiển thuỷ lực. Mỗi giếng có 2 đường ống mềm
khai thác, cả hai đường này có thể dùng cho khai thác, ngoài ra hai đường này
phục vụ cho việc tuần hoàn giếng, phóng thoi và các dịch vụ khác của giếng.
Các ống mềm được nối từ đầu giếng ngầm vắt qua phao nổi trung gian (Mid
Depth Buoy) và kết thúc ở ban công của giàn FPU-ĐH01. Giàn hiện nay có 03
ban công 01 ban công được lắp đặt ban đầu ở mạn phải giàn và 02 ban công
mới được lắp đặt trong năm 2004 nằm ở phía trước và phía sau của giàn. 3
giếng ngầm phát triển khu vực EPS cũng được áp dụng mô hình khai thác này.
4.25.1 Đường ống mềm khai thác
Đường ống mềm khai thác có đường kính 3 inch được chia làm 2 phần:

phần tĩnh và phần động, có khả năng tự ổn định trong quá trình vận hành với


thông số thiết kế và đặc tính kỹ thuật như sau:


Bảng 4.2: Bảng thông số thiết kế đường ống mềm khai thác
Thông số thiết kế
Áp suất thiết kế
Áp suất vận hành khi khai thác
Áp suất vận hành khi bơm ép
Áp suất vận hành khi gaslift

Đơn vị Phần động
psi
5.000
psi
1.250
psi
3.000
psi
1.600

Phần tĩnh
5.000
1.250
3.000
1.600

Nhiệt độ tối đa

oC

120

120

Nhiệt độ tối thiểu

oC

-20

-20

85
110-120

85
110-120

Nhiệt độ khi vận hành
Chiều sâu lắp đặt

oC

m

Bảng 4.3: Bảng đặc tính kỹ thuật đường ống mềm khai thác
Đặc tính kỹ thuật

Đơn vị

Phần tĩnh

Đường kính trong
Đường kính ngoài
Khối lượng rỗng trong không khí
Khối lượng rỗng dưới nước
Khối lượng khi điền đầy lưu chất dưới
nước
Bán kính uốn cong tối thiểu
Bán kính uốn cong tối thiểu khi vận hành

Mm
Mm
kg/m
kg/m
kg/m

76,2
129
32,9
19,4
23,2

Phần
động
76,2
138,9

38,3
22,7
26,6

m
m

1,14
1,14

0,95
1,43


Bảng 4.4: Bảng vật liệu chế tạo phần động đường ống mềm khai thác
Thứ tự lớp bảo vệ
Đường kính trong
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

Vật liệu chế tạo

AISÍ6L
Polyester
PVDF
Basic grade
Polyester
Polyamide
Basic grade
Polyamide
Basic grade
Polyester
PA11

Độ dày, mm
4,5
0,8
6,5
4,4
0,4
1,0
3,0
1,0
3,0
1,3
5,5

Đường kính ngoài, mm
76,2
85,2
86,8
99,8

108,6
109,4
111,4
117,4
119,4
125,4
127,9
138,9

4.2.5.2 Đường ống xuất dầu từ giàn FPU-ĐH01 về tàu FSO
Dầu sau khi xử lý ở giàn FPU-DH01 sẽ được vận chuyển về tàu chứa
FSO qua hai đường ống mềm 6” dài khoảng 2 km nối từ giàn về phao CALM
.
Dầu từ phao CALM chuyển tải đến tàu chứa (FSO) bằng các ống mềm
có đường kính nhỏ dần bắt đầu từ 20 inch (nối với phao CALM) và giảm dần
đến 6 inch ở FSO.
Đường ống xuất dầu từ giàn FPU-ĐH01 về tàu chứa FSO là loại ống
mềm chuyên dụng có đường kính 6 inch do công ty Coflexip S.A của Pháp
chế tạo. Đây là loại ống mềm có 6 lớp vỏ bảo vệ với chức năng và cấu trúc
như các bảng sau đây:


Bảng 4.5: Chức năng và cấu trúc của ống mềm xuất dầu
STT
1
2
3
4
5
6

Vật liệu

Chức năng
Bảo vệ ống mềm không bị phá hủy trong trường hợp
Thép sạch mác 316 L
tăng, giảm áp đột ngột
Nylon
Bảo vệ lớp thứ nhất và làm kín đường ống
Thép cacbon
Bảo vệ ống mềm dưới tác động lực căng
Thép cacbon
Bảo vệ ống mềm dưới tác động lực căng
Lớp đệm
Hỗ trợ lớp thứ 6
Nhựa Nylon
Bảo vệ ống mềm dưới tác động cơ học và chống ăn mòn

Bảng 4.6 Thông số thiết kế của ống mềm xuất dầu
Đường kính
Bán kính cong tối thiểu
Lực căng tối ta
Áp suất thiết kế

150 mm
2m
24 tấn
5.500 psia

Đường ống xuất dầu từ giàn FPU-ĐH01 về tàu FSO được thay mới năm

2011 sau sự cố bị đứt xích neo phao CALM. Hiện nay các ống vẫn đang hoạt
động bình thường.
4.2.5.3 Đường ống vận chuyển từ giàn đầu giếng WHP-ĐH02 đến giàn
FPU-ĐH01
Sản phẩm khai thác từ các giếng khu vực phía Nam sau khi xử lý tách
khí sơ bộ tại giàn đầu giếng sẽ được vận chuyển về giàn FPU-DH01 bằng
đường ống 6”, khoảng cách khoảng 5 km.
Vì hệ thống ban công kết nối các đường ống đứng (riser bancony) hiện hữu
của giàn FPU-ĐH01 được thiết kế có 3 đường 6” (3 slot 6”) dự phòng, do đó
đường ống xuất dầu từ giàn cố định WHP-ĐH02 về giàn FPU-ĐH01 đã được
phê duyệt là đường ống mềm 6”.
Hiện nay, 01 đường ống mềm đang làm việc, vận chuyển khoảng 8.000 thùng
dầu/ngày đêm từ giàn WHP-DH02 về giàn FPU-ĐH01, 01 ống mền còn lại
đang dừng dự phòng.


4.3 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH02 –
ĐH01
4.3.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực
Nhiệm vụ tính toán thủy lực chiếm khối lượng lớn khi thiết kế các tuyến
ống mới cũng như khí kiểm tra, sữa chữa các tuyến ống có sẵn phù hợp với yê
cầu thực tế. Nhiệm vụ của việc tính toán thủy lực 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 Q: P = f(Q) được gọi
là đặc tính của tuyến ống. Các kết quả tính toán phụ thuộc vào sơ đồ thủy lực,
tính chất vật lý của chất được chuyển tải.
Căn cứ vào sơ đồ thủy lực, người ta chia ra tuyến ống đơn giản, chỉ bao
gồm một cấp đường kính và không phân nhánh, và tuyến ống phức tạp là
tuyến ống có đường kính thay đổi hoặc có phân nhánh. Tuyến ống đơn giản là
chia ra ống dài và ống ngắn. Nguyên tắc phân chia là căn cứ vào tỉ 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 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.
Mỗi một mô hình sẽ được lựa chọn phù hợp với điều kiện cụ thể của
vùng mỏ.


4.3.2 Các nguyên tắc tính toán
Tất cả các đường ống dẫn dầu đều được xem xét kĩ trước khi thiết kế
tổng thể, bắt buộc tính toán thủy lực, nhiệt độ và độ bền. Đường ống thu gom
và vận chuyển hỗn hợp dầu khí cần phải thiết kế và tính toán có tính đến nhịp
độ khoan khai thác, cũng như điều kiện khí hậu vùng mỏ, tính chất hóa lý của
dầu và nước vỉa.
Các nguyên tắc tính toán công nghệ như sau:
- Tính toán thủy lực đảm bảo cho chất lỏng chảy đều.
- Tính toán bền: đảm bảo cho đường ống không bị hư hỏng.
- Tính toán nhiệt: tính tổn hao nhiệt và nhiệt độ khi dòng chảy không bị
tắc nghẽn.
- Tính toán thu gom: tính cho một hoặc hai tuyến ống. Đối với một
tuyến ống được sử dụng ở những nơi có nhịp độ khai thác nhanh và lưu lượng
khai thác lớn.
- Thiết kế đường ống phức tạp: ống dẫn chất lưu một pha hay nhiều pha
đều phải tuân theo: mạng lưới của giếng, lưu lượng khai thác ban đầu và cuối
cùng, theo tính chất lý hóa của sản phẩm.

- Thiết kế, vạch tuyến ống: căn cứ vào sự phân bố dân cư cũng như địa
hình để lập ra hai bản vẽ: vẽ mặt bằng tuyến và trắc diện tuyến. Sau đó, trên
tuyến ống chúng ta cần lựa chọn trắc diện tuyến và lựa chọn phương pháp xây
lắp cho từng đoạn ống tùy theo đường kính cụ thể mà thi công.
4.3.3 Công thức cơ bản để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển
4.3.3.1 Với chất lỏng một pha
Khi chất lỏng một pha chuyển động trong đường ống thì tổn thất áp lực
xảy ra dọc theo chiều dài tuyến ống do sức cản thủy lực gây ra. Giá trị tổn thất


áp lực phụ thuộc vào độ nhám thành ống, chế độ chảy và tính chất lý hóa của
chất lỏng vận chuyển.
Tính toán thủy lực khi vận chuyển chất lỏng thường dẫn đến việc xác
định đường kính D hoặc áp suất ban đầu P d hay là khả năng thông qua lưu
lượng Q của chất lỏng theo các công thức của thủy lực đại cương.
Cơ sở để tính toán thủy lực đường ống là phương trình Benuli:

= H0

(4.2)

Mỗi biểu thức trong ngoặc xác đinh dự trữ năng lượng cơ học toàn phần
tại thiết diện tương ứng cho một chất lỏng.
Trong đó:
Z: thế năng vị trí của chất lỏng, m.
: thế năng áp suất (cột áp tĩnh), m.

: tỷ động năng của chất lỏng (hay cột áp động học), m.

α: hệ số Coriolit, kể đến sự phân bố vận tốc, khi chảy rối α = 1, khi chảy

dòng α = 2
Đối với chất lỏng thực, có tính chất nhớt thì tổn hao dọc đường hms bao giờ
cũng tồn tại và được gọi là cột áp ma sát tính theo công thức DarcyWeisbach:
∆P ms= hms. γ = λ. . .ρ.g = λ.. .

.ρ;

(4.3)


hms : Cột áp ma sát. m H2O;
∆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;
ρ : Mật độ chất lỏng, Kg/m3;
λ : Hệ số sức kháng thủy lực, phụ thuộc chế độ chuyển động (số Raynold Re)
và độ nhám tương đối cua vách ống ε.
ε=

(4.4)

e: Độ nhám tuyệt đối, cm;
Di : Đường kính trong của ống, cm;
Chế độ chuyển động của chất lỏng phụ thuộc vào hệ số Reynolds, xác định
theo công thức:
Re =

=

-

;

(4.5)

Q: Tốc độ thể tích, m3/s;
v: Tốc độ dài. m/s;
ν : Độ nhớt động học, m2/s
Di : 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=

;

(4.6)


Ở chế độ chảy rối khi Re > 2320, giá trị λ được tính toán theo các công thức
thực nghiệm, tùy theo ba vùng thủy lực:
a. Vùng thủy lực phẳng:
hệ số λ không phụ thuộc vào độ nhám mà chỉ phụ thuộc vào hệ số Reynolds
trong khoảng:
2320 < Re <

;

(4.7)

Ta thường dung công thức Brasius :
λ = 0,3164.Re-0,25;

(4.8)

b. Vùng chuyển tiếp: là vùng ma sát hỗn hợp , giá trị λ phụ thuộc vào cả Re và
độ nhám. Gía trị Re trong khoảng:
< Re <

;

(4.9)

Để xác định λ người ta thường dùng các công thức “đa năng” . Bản chất nó là
khi Re lớn thì dung dạng λ = f(ε), còn khi Re bé thì dung dạng λ = f(Re).
Ở Nga hay dùng công thức Ixaep:
1,1

= -1,8.lg.[(

+

];

(4.10)

Hoặc công thức Antosun: ∍
)0,25 ;

λ = 0,11(

(4.11)

K∍ : Độ nhám tương đương e/D;
Ở phương tây hay dùng công thức Kolbruc:
= -2lg(

+

);

(4.12)


Công thưc 4.12 có độ chính xác cao và tương đối vạn năng song việc vận dụng
khó khăn vì λ có mặt ở cả hai vế nên phải tiến hành tính gần đúng theo
phương pháp thử lặp. Công thức 4.11 dễ tính toán hơn và sai số không đáng
kể.
c. Vùng thủy lực nhám ( ma sát bình thường) : λ chỉ phụ thuộc vào ε chứ
không phụ thuộc vào chế độ chảy Re, thường gọi là vùng tự chỉnh với mỗi giá
trị độ nhám chỉ có một giá trị λ. Vùng này rất ít gặp trong công nghiệp dầu, trừ
phi lúc gặp sự cố hoặc ở giếng phun hở. Gía trị λ thường xác định theo công
thức Nicurat:
λ = (1,74 -2lgε)-2

(4.13)

Để xác định độ tổn hao ma sát, ngoài công thức 2-2 còn sử dụng công thức
tổng quát, do Laybenzon xây dựng trên cơ sở thay ν = 4Q/πD2 vào công thức

2-2 và vận dụng thêm công thức 2-4 để có:
∆P ms= hms. γ = β.

.= β.

.ρl;

(4.14)

Trong đó:
β =

.

Với chế độ dòng, A = 64; m=1;
Với chế độ chảy rối, A = 0,3164, m = 0,25;
Và ma sát bình thường, A = 0,11 (K3/D)0,25 , m = 0;
Để đánh giá tổn hao áp lực theo chiều dài ống, ta dùng khái niệm độ dốc thủy
lực là tổn ao ma sát trên một đơn vị chiều dài:
i=

=

;

(4.15)

Ngoài tổn hao ma sát theo chiều dài tuyến ống, ta phải bố trí các van chặn
(khóa), van ngược, có các cút cong, các điểm uốn lượn… qua đó, dòng chảy
chịu tổn hao thủy lực phụ gọi là tổn thất cục bộ, Chủ yếu phụ thuộc vào cột áp

tốc độ, theo công thức: