Ảnh hưởng của hiện tượng va đập thủy lực lên tuổi thọ của đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô ở mỏ Bạch Hổ và giải pháp hạn chế

1

MỤC LỤC


2

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1. Thông số hệ thống công nghệ đường ống vận chuyển dầu thô ở mỏ Bạch
Hổ.....................................................................................................................................8
Bảng 2.1. Trị số các hàm số F1, F2, F3 & F4....................................................................41
Bảng 2.2. Giá trị các hằng số đối với nhũ tương dầu của Arkhangelst.........................43
Bảng 2.3. Trị số các hàm B(kq); H(k,q) và Z(k,q).........................................................43
Bảng 3.1. Một số kết quả nghiên cứu lắng đọng paraffin bằng phương pháp ngón tay
lạnh..................................................................................................................................67
Bảng 3.2. Mức độ hòa tan lắng đọng paraffin của một số hóa phẩm............................68
DANH MỤC HÌNH VE
Hình 1.1. Sơ đồ thu gom hở...........................................................................................11
Hình 1.2. Sơ đồ thu gom kín..........................................................................................12
Hình 1.3. Sơ đồ thu gom, vận chuyển dầu khí mỏ Bạch Hổ.........................................13
Hình 2.1. Sơ đồ của dòng hai pha lỏng - khí trong ống.................................................22
Hình 2.2. Sơ đồ mối quan hệ giữa sự trượt và sự tắc nghẽn của dòng chảy.................23
Hình 2.3. Mô hình dòng chảy nằm ngang và gần ngang..............................................25
Hình 2.4. Dòng chảy của hỗn hợp dầu - khí..................................................................27
Hình 2.5. Biểu đồ Baker.................................................................................................28
Hình 2.6. Sơ đồ một nút lỏng khí trên ống nằm ngang..................................................29
Hình 2.7. Sơ đồ tuyến sau ở chế độ trọng trường..........................................................30
Hình 2.8. Mô hình dòng chảy trong đường ống đứng...................................................31
Hình 2.9. Mô hình dòng chảy trong toàn bộ phạm vi của các góc nghiêng..................32
Hình 2.10. Bản đồ mô hình dòng chảy cho ống ngang..................................................33
Hình 2.11. Bản đồ mô hình dòng chảy cho ống thẳng đứng.........................................34

Hình 2.12. Bản đồ mô hình dòng chảy cho ống thẳng đứng.........................................34
Hình 2.13. Bản đồ mô hình cho đường ống ngang........................................................35
Hình 2.14. Mô hình dòng chảy gradient áp suất được xây dựng dòng chảy ngang......36
Hình 2.15. Mô hình dòng chảy gradient áp suất được xây dựng cho dòng chảy theo
chiều thẳng đứng.............................................................................................................37
Hình 2.16. Biểu đồ trạng thái gradient áp suất trong dòng chảy thẳng đứng................37
Hình 2.17. Mối quan hệ giữa hệ số cản thủy lực và số Reynold...................................39


3

Hình 3.1. Sơ đồ tính toán thủy lực và tốc độ truyền sóng C..........................................47
Hình 3.2. Đồ thị biểu diễn dao động áp suất trong đường ống......................................52
Hình 3.3. Dao động của áp suất trong mô hình đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu,
khí và nước ở các lưu lượng khác nhau.........................................................................53
Hình 3.4. Sơ đồ tuyến ống vận chuyển dầu thô.............................................................54
Hình 3.5. Thiết bị khử xung của viện dầu Grozmri.......................................................61
Hình 3.6. Thiết bị khử xung của viện dầu tacta.............................................................62
Hình 3.7. Thiết bị khử xung của viện dầu khí Xibiri.....................................................62
Hình 3.8. Sơ đồ nguyên lý làm việc của tháp điều áp....................................................63


4

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro (VSP) là một đơn vị khai thác dầu thô với
sản lượng 9 triệu tấn/năm, đứng đầu trong các công ty khai thác dầu khí ở Việt Nam
hiện nay; hàng năm đóng góp một phần không nhỏ cho ngân sách nhà nước. Hiện nay
ở mỏ Bạch Hổ XNLDDK đang sở hữu: 10 giàn cố định, 02 giàn CNTT, 09 giàn nhe

khai thác. Ngoài ra còn có 03 tàu chứa dầu được bố trí để tiếp nhận dầu thô từ các
giàn, sau đó xuất bán.
Mỗi giàn cách nhau từ 5-7km, giữa giàn và tàu chứa cách nhau khoảng 3-5km.
Dầu thô khai thác từ các giếng lên sẽ qua giàn CNTT để xử lý tách nước, tách
khí và các tạp chất... Sau đó, được bơm vận chuyển tới hệ thống các tàu chứa thông
qua hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô.
Với số lượng giàn khoan và tàu chứa dầu thô nhiều và trải rộng trên một diện tích
thềm lục địa khá lớn, nên hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô hết sức
phức tạp và chủ yếu sử dụng ống thép có đường kính từ 219-426 mm.
Hàng năm, XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro phải chi phí một khoản tiền lớn
để sửa chữa thay thế đường ống công nghệ bị hư hỏng. Có rất nhiều nguyên nhân gây
hư hỏng đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô như do mòn rỉ, do hóa chất, do môi
trường làm việc, ma sát, do tác động xói mòn... và đặc biệt là do va đập thủy lực gây
nên tác hại rất lớn cho hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô. Việc
nghiên cứu tìm hiểu dòng chảy đường ống nói chung và cơ chế tác động của hiện
tượng va đập thủy lực nói riêng để đưa ra giải pháp hạn chế và kéo dài thời gian sử
dụng của hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô là yêu cầu thực tiễn của
đề tài.
2. Mục đích nghiên cứu
Trên cơ sở phân tích dòng chảy trong đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô
để đánh giá mức độ tác động và ảnh hưởng của hiện tượng va đập thủy lực lên độ bền
của hệ thống đường ống và đề xuất giải pháp nhằm hạn chế sự tác động đó cũng như
kéo dài thời gian sử dụng của hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô.


5

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Chất lưu vận chuyển trong đường ống công nghệ và hệ thống đường ống vận
chuyển dầu thô ở mỏ Bạch Hổ.

4. Nội dung nghiên cứu
Tập trung nghiên cứu các nội dung chính sau:
- Tổng quan về đường ống vận chuyển dầu thô.
- Nghiên cứu, phân tích dòng chảy của chất lỏng trong đường ống.
- Nghiên cứu hiện tượng va đập thủy lực.
- Phân tích ảnh hưởng của hiện tượng va đập thủy lực lên độ bền của hệ thống đường
ống và đề xuất giải pháp nhằm hạn chế sự tác động đó.
5. Phương pháp nghiên cứu
- Nghiên cứu lý thuyết: trên cơ sở lý thuyết về dòng chảy đa pha trong đường
ống, thủy lực học, áp suất, nhiệt độ, lưu lượng mỗi pha,... để xây dựng mô hình dòng
chảy trong đường ống, từ đó tìm ra cơ chế tác động của hiện tượng va đập thủy lực và
đề xuất một số giải pháp hạn chế.
- Đánh giá các kết quả nghiên cứu thông qua các số liệu thống kê từ thực tế.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
Đánh giá được mức độ nguy hiểm của hiện tượng va đập thủy lực tác động lên
đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô làm cơ sở cho việc tính toán thiết kế và hiệu
chỉnh hệ thống đường ống tại XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro. Đề xuất giải pháp
giảm thiểu, hạn chế ảnh hưởng của hiện tượng va đập thủy lực lên đường ống công
nghệ vận chuyển dầu thô, nâng cao tuổi thọ và hiệu quả kinh tế khi sử dụng.


6

CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN

1.1. HỆ THỐNG THU GOM DẦU MỎ BẠCH HỔ
1.1.1. Hệ thống thu gom dầu trên các giàn cố định
Tại mỏ Bạch Hổ, các giàn cố định (MSP) được xây dựng theo thiết kế mẫu
MSP 16716 do tổ hợp KORAL (Liên Xô cũ) soạn thảo năm 1976, sử dụng công nghệ

thiết bị, vật tư và các phương tiện kỹ thuật do nghành công nghiệp Liên Xô cũ sản xuất
vào những năm 1970. Trên mỗi MSP có một tổ hợp thiết bị khai thác, về chức năng
được dùng để thu gom, xử lý vận chuyển sản phẩm của 16 giếng khoan. Công suất
thiết kế của tổ hợp – 2400T/ngày, hệ số khí, dầu dưới 140 m 3/T. Sơ đồ công nghệ của
tổ hợp được tính cho việc xử lý dầu không chứa nước, tức là sản phẩm của MSP sẽ
được xử lý tại tàu chứa. Dầu sau khi được tách khí ở bình tách cao áp (bình tách cấp 1
với áp suất khoảng 14÷16 kG/cm 2) và bình tách thấp áp (bình tách cấp 2 với áp suất
khoảng 1,5÷3 kG/cm2) với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm về tàu chứa để xử
lý tiếp theo. Các giàn cố định được liên kết với nhau bằng các đường ống ngầm cho
những mục đích khác nhau: đường ống dầu khí, đường ống khí, đường ống gaslift,
đường ống bơm ép. Khi giếng khoan ở giàn MSP-1 tìm ra được dầu ở tầng móng thì
công suất thiết kế tổ hợp thiết bị khai thác của MSP-1 (2400T/ngày) không còn đủ
công suất để thu gom, sử lý vận chuyển sản phẩm. Hệ thống xử lý khí, hệ thống vòi
đốt không còn đủ công suất do lưu lượng sản phẩm của các giếng khai thác ở tầng
móng tăng và hệ số khí, dầu tăng lên trên 200m 3/T. Để đảm bảo khai thác hết lượng
sản phẩm của các giếng MSP-1 Viện NIPI đã tiến hành thiết kế để tăng công suất thiết
bị tổ hợp khai thác, hệ thống xử lý khí, hệ thống vòi đốt. Công suất MSP-1 được tăng
lên 5000T/ngày.

Bảng 1.1: Thông số hệ thống công nghệ đường ống vận chuyển dầu thô ở mỏ Bạch
Hổ.


7

Stt

Tuyến ống

01

MSP-1-FSO-1

02

MSP-1-MSP-3

03
04
05
06
07
08
09

MSP-1-MSP-8
MSP-1-MSP-8
MSP-1-BK-2
MSP-1-BK-2
MSP-3-MSP-4
MSP-3-MSP-5
MSP-4-MSP-1

Đường
kính, chiều
dày D*
(mm)
325*16
219*10.97
325*16

325*16
323.8*15.9
325*16
219*12.7
219*12.7
325*16
219*10.97

10

MSP-5-MSP-10

323.8*15.9

11
12
13

MSP-6-MSP-4
MSP-7-MSP-5
MSP-8-MSP-4

325*16
325*16
325*16

14

MSP-8-MSP-9

323.8*15.9

15

MSP-9-MSP-11

323.8*15.9

16

MSP-9-BK-3

323.8*15.9

17

MSP-10-MSP-9

323.8*15.9

18
19

CTP-2-FSO-1
CTP-2-FSO-1

325*16
325*16

20

CTP-2-BT-7

426*16

21
22
23
24
25

RBCTK3RBCTP2
RBCTK3FSO-4
RBCTK3FSO-4
RBCTK3FSO-3
BK-2-CTK-3

426*16
426*16
426*16
426*16
426*16

Vật
liệu

Năm
lắp
đặt

Chiều dài
tuyến
ống (m)

CT20

1986

CT20

1986

CT20
CT20
CT20
CT20
CT20
CT20
CT20
APIX60
CT20
CT20
CT20
APIX60
APIX60
APIX60
APIX60
CT20
CT20
APIX52

APIX52
APIX52
APIX52
APIX52
APIX52

1989
1997
1989
1989
1987
1987
1987

1621
3172
680
6250
4225
2108
2032
930
1005
2226

1992

Áp suất
Lưu lượng
làm

(tấn/ngày)
việc
(MPa)
7500
1,0

Áp
suất
thử
(MPa)
2,5

6300

4,0

6,0

7500
7500
7500
2000
2000
7500
5900

4,0
4,0
4,0
1,6

4,0
3,0
4,0

6,0
6,0
7,0
1,8
6,0
6,0
5,5

2740

7500

4,0

6,0

1988
1988
1989

1284
1480
1030

7500
7500

7500

3,0
4,0
4,0

6,0
6,0
6,0

1994

3150

7500

4,0

6,0

1995

2722

7500

4,0

6,0

2002

2773

10000

4,0

6,0

1992

2440

7500

3,5

5,0

1991
1991

3130
3080

7500
7500

2,0

2,0

2,0
2,0

1994

10580

1500

5,2

7,8

2000

2850

1500

5,2

7,8

2000

2760

7500

5,2

7,8

2000

2760

7500

5,2

7,8

2002

16125

15000

4,0

6,0

2002

1721
1247

15000

4,0

6,0

1.1.2. Hệ thống thu gom dầu trên các giàn mini MSP
Tính đến nay phần lớn trên các giàn MSP ở phía Bắc mỏ Bạch Hổ đã khai thác
từ 26÷31 năm. Để tiếp tục giữ cho các giàn MSP ở trạng thái kỹ thuật bình thường và
đáp ứng được yêu cầu sản xuất ở “Vietsovpetro” đã tiến hành các hoạt động sửa chữa


8

lớn. Mặt khác, để giảm chi phí vận hành và đảm bảo thực hiện được một số chức năng
phù hợp với tình hình hiện nay một số giàn MSP (MSP 3, 5, 6 và 7) đã được hoán cải
tổ hợp công nghệ thành giàn mini MSP.
Sau khi hoán cải, các Block-Module 9, 10, 11, 12, 13, 14 đã được cắt bỏ hoàn
toàn hệ thống bình tách thấp áp cấp II cùng các máy bơm vận chuyển dầu không được
dùng đến.
Dầu khai thác từ giếng được tách sơ bộ khí trong các bình tách khí bậc 1 trên
giàn và sau đó được thu gom về giàn trung tâm để tách khí bậc 2. Như vậy, sơ đồ thu
gom dầu trên giàn mini MSP sau khi hoán cải đã chuyển từ sơ đồ thu gom hở sang sơ
đồ thu gom kín. Việc áp dụng công nghệ này cho phép tiết kiệm năng lượng bơm và
giảm thiểu thiết bị vận hành trên giàn MSP. Ngoài ra còn tăng cường khả năng lưu
chuyển của hỗn hợp dầu trong đường ống nhờ một lượng khí hòa tan.
1.1.3. Hệ thống thu gom dầu trên các giàn nhẹ
Tại các giàn nhe hỗn hợp dầu khí được vận chuyển theo một đường ống đưa về
giàn công nghệ trung tâm. Tại giàn công nghệ trung tâm dầu được tách khí, tách nước.
Khí được dẫn đến giàn nén khí, còn dầu theo đường ống ngầm đến tàu chứa. Khi vận

chuyển hỗn hợp dầu khí theo một đường ống từ các giàn nhe về giàn công nghệ trung
tâm luôn xảy ra hiện tượng xung động áp suất và xung động lưu lượng. Để giảm xung,
trên các giàn nhe ngoài các thiết bị đo còn lắp thêm các bình tách khí sơ bộ. Bình tách
khí sơ bộ dạng hình trụ nằm ngang, kích thước nhỏ gọn và công suất được thiết kế
tương ứng với công suất lớn nhất của giàn nhe là 6000T/ngày đêm, áp suất là việc thiết
kế là 45kG/cm2, tuy nhiên áp suất là việc thực tế thay đổi từ 16÷24 kG/cm 2 tùy thuộc
vào chế độ công nghệ. Dầu sau khi được tách khí sơ bộ bằng áp lực tự nhiên theo
đường ống riêng đến giàn công nghệ trung tâm xử lý tiếp theo. Kích thước các đường
ống thu gom từ các giàn nhe về giàn công nghệ trung tâm là 219*12mm,
323.8*15.9mm, 426*16mm với công suất vận chuyển được thiết kế tương ứng là
2000, 7500, và 15000 T/ngày đêm.
1.2. SƠ ĐỒ THU GOM
Việc phân chia các sơ đồ thu gom thường căn cứ vào áp suất làm việc của thiết
bị đo tách tại các trạm khu vực, được phân chia ra hệ thống kín, hệ thống hở; căn cứ
vào đặc điểm địa hình: trên đất liền, ngoài biển, địa hình phẳng hoặc dốc, căn cứ vào


9

tính chất hóa lý của dầu như dầu nặng nhe, dầu nhiều paraffin, dầu nhiều lưu huỳnh…
Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tố tự nhiên và khả năng kỹ
thuật, bao gồm: khả năng mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu của vùng, năng lượng vỉa
(áp suất, nhiệt độ), tính chất hóa lý của chất lưu. Về phương diện kỹ 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.
1.2.1. Phân loại
a. Sơ đồ thu gom hở

4

1 2

3
5

6

Hình 1.1: Sơ đồ thu gom hở.
Trong đó:
1. Miệng giếng khai thác;

4. Đường gom khí;

2. Ống xả;

5. Đường gom dầu;

3. Thiết bị tách đo;

6. Bơm.

Nguyên lý hoạt động:
Trong sơ đồ thu gom hở (hình 1.1), áp suất của thiết bị tách đo có giá trị thấp,
gần xấp xỉ với giá trị áp suất khí quyển. Tại đó thực hiện quá trình tách khí sâu, mức
độ tách cao. Sơ đồ này được sử dụng phổ biến cho các thiết kế cách đây 3 đến 4 thập
kỷ. Sau khi tách, dầu và khí đi theo các tuyến ống riêng biệt cho nên thường gọi là sơ


10

đồ hai tuyến ống thu gom. Khí sau khi tách với áp suất dư 3÷5 kG/cm 2 còn có thể tiếp
tục chảy đến trạm xử lý. Dầu muốn tự chảy được phải tạo cho tuyến ống một độ dốc
nào đó nên thông thường thiết bị tách được bố trí cao hơn mặt bằng tự nhiên, song phổ
biến nhất là phải lắp trạm bơm đẩy.
Sơ đồ thu gom hở có ưu việt là việc đo lường cho các giếng chính xác vì áp suất
thấp, giá trị dao động nhỏ, mặt khác giá trị áp suất miệng giếng bé nên có thể kéo dài khả
năng tự phun, giảm được chi phí năng lượng khi khai thác cơ học (gaslift, bơm). Ngoài ra,
do giá trị áp lực thấp nên mức độ an toàn khi vận hành cao.
Tuy vậy, trong thời gian gần đây, ở các mỏ hiện đại, các sơ đồ này không còn
được sử dụng do các hạn chế lớn. Trước hết chi phí đầu tư cao, do phải đầu tư hai
tuyến ống riêng biệt, do phải trang bị thêm các trạm bơm, việc vận hành phải sử dụng
nhiều nhân lực. Khi dùng sơ đồ này, sự hao hụt dầu tương đối cao từ 3÷5% do sự bay
hơi thành phần nhe vào trong khí quyển
b. Sơ đồ thu gom kín

4

4

1 2

7

1 2

3

3

5

5

6

Hình 1.2: Sơ đồ thu gom kín.
Trong đó:

1.Miệng giếng khai thác;
2. Ống xả;

4. Đường gom khí;
5. Đường gom dầu;

6


11

3. Thiết bị tách đo;

6. Đường gom hỗn hợp;
7. Đường xả một phần khí.

Nguyên lý hoạt động :
Trong sơ đồ thu gom kín (hình 1.2), áp suất của bình tách đo tại các trạm có giá
trị lớn, khí sau khi được tách để thực hiện việc đo lường, phần lớn hoặc toàn bộ được
gộp lại với dầu và chảy cùng một ống gom còn gọi là sơ đồ một tuyến ống. Trong ống
gom, dòng chảy là dòng hai pha khí - lỏng.

1.2.2. Sơ đồ thu gom mỏ Bạch Hô


RP-1

MSP9

12

MSP11

BK7
MSP1

FSO-1

BK3

BK10

CPP-2

BK1
BK2

BK6

FSO-4

BK5

CPP-3
BK4
BK9
BT7

BK8

Hình 1.3. Sơ đồ thu gom, vận chuyển dầu khí mỏ Bạch Hổ.
Trong đó:
FSO: Kho nổi chứa xuất dầu;

MSP: Giàn cố định trên mỏ Bạch Hổ;


13

BK: Giàn nhe trên mỏ Bạch Hổ;

CPP: Giàn công nghệ trung tâm.

1.3. QUÁ TRÌNH THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ Ở MỎ BẠCH HỔ
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 9 trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro” điều hành,
cách thành phố Vũng Tàu 150km về phía Đông Nam và được đưa vào khai thác từ
năm 1986. Đây là mỏ dầu lớn nhất tại Việt Nam với tỷ phần khai thác chiếm hơn 3/4
tổng số dầu khai thác từ tất cả các mỏ đang khai thác tại Việt Nam.
Ở khu vực phía Bắc của mỏ, dầu được khai thác từ tầng móng, Oligoxen dưới và
Mioxen dưới. Ở đây, người ta xây dựng các giàn khoan cố định để khoan tối đa 16
giếng bằng kỹ thuật khoan định hướng, giàn đồng thời là trạm thu gom khu vực có
nhiệm vụ xử lý chủ yếu là tách pha.

Ngoài các thiết bị tách chuyên dụng như đo, gọi dòng, gaslift sử dụng cho các
giếng riêng biệt theo từng thời điểm, còn lại quá trình tách tổng được thực hiện theo
hai bậc, với áp suất bậc I từ 14÷16 kG/cm2 và bậc II với áp suất 1,5÷3 kG/cm2.
Từ đây, dầu với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm về tàu chứa (kho nổi
chứa - xuất dầu) để xử lý; còn khí được chuyển theo đường ống riêng về giàn nén khí
trung tâm. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn cố định làm việc theo nguyên tắc hở. Ở
khu vực trung tâm người ta xây dựng các giàn nhe. Sản phẩm khai thác từ giàn nhe ở
dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu bão hòa khí được vận chuyển về giàn công nghệ trung
tâm số 2 (CPP-2), số 3 (CPP-3) để tách khí và tách nước triệt để. Các giàn nhe thường
được xem là các cụm đầu giếng, việc thu gom được thực hiện theo nguyên tắc kín, khí
chỉ được tách sơ bộ để đo và hỗn hợp sẽ tự chảy về giàn công nghệ trung tâm.
Chi tiết về quá trình thu gom sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch Hổ được tiến hành
như sau: Sản phẩm khai thác trên giàn BK-1, BK-2 và BK-3 được đưa về CPP-2 để
tách khí và tách nước. Sau đó dầu đã được tách khí và nước được bơm đến kho nổi
chứa xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo chu kỳ được chuyển đi UBN-4
“Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK- 4, 5, 6, 8 và 9 theo các đường ống bọc cách
nhiệt được vận chuyển về CPP-3.
Sau khi được tách khí và nước, dầu được bơm đi UBN-4 và UBN-3 “Chí Linh”.
Vào cuối năm 2003, mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm công nghiệp vận chuyển
sản phẩm không dùng máy bơm từ giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và từ MSP-6 về
MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu bão hòa khí được tách khí triệt để và bơm về UBN.


14

Việc thu gom sản phẩm các giàn MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ được thực hiện như
sau: Trước khi đưa đường ống bọc cách nhiệt MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, dầu từ
các MSP phía Bắc (MSP-3, 4, 5, 6, 7, 8) được bơm theo tuyến đường ống MSP7→MSP-5→MSP-3→ MSP-4→ MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và giàn ống đứng RB
sang UBN-4. Sau khi đưa tuyến đường ống bọc cách nhiệt từ giàn MSP-4→MSP-9
vào làm việc, việc thu gom dầu trong nội mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí

được vận chuyển từ giàn MSP-6→ MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của
giàn MSP-4 được bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→ MSP-9. Cùng đến MSP9 còn có sản phẩm đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dòng sản
phẩm sẽ đi theo tuyến ống MSP-9→ BK-3→ CPP-2 sau đó được đưa đến UBN-1. Sản
phẩm của MSP-1 và BK-7 được tách khí trên giàn MSP-1 sau đó được bơm trực tiếp
đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006, sau khi xảy ra sự cố vỡ đường ống dẫn dầu
từ MSP-3→ MSP-4, việc thu gom dầu trong khu vực nội mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn
hợp dầu bão hòa khí từ MSP-6 được vận chuyển sang MSP-4 để tách khí cùng với sản
phẩm trên MSP-4, sau đó được bơm sang MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-4→
MSP-9. Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ giàn MSP-7 được vận chuyển sang MSP-5 để
tách khí. Sản phẩm của giàn MSP-5,7 sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn
MSP-3 được bơm qua MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-5→ MSP-10→ MSP-9, sau
đó cùng với sản phẩm đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP-6 được vận chuyển đến
CPP-2. Sản phẩm của MSP-8 sau khi tách khí được bơm về MSP-1, cùng với sản
phẩm của MSP-1 chuyển sang CPP-3 để xử lý tiếp theo bơm sang UBN-4.
Giàn CPP-2 và CPP-3 thu nhận sản phẩm đến từ các BK và dầu đã tách khí đến
từ các MSP để tách khí và nước sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó chất lỏng được
đưa qua bình tách nước sử dụng điện trường cao để tách nước triệt để. Dầu thương
phẩm từ CPP-2 và CPP-3 được bơm đi UBN-4, UBN-1, trong trường hợp cần thiết có
thể bơm sang UBN-3.
Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục được xử lý để tách khí, tách nước. Trên tất cả các
UBN công nghệ xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm được thực hiện bằng phương
pháp lắng đọng trong bể công nghệ ở nhiệt độ 50 ÷ 60 oC. Ngoài ra, trên UBN-3 còn
lắp đặt thêm thiết bị tách nước sử dụng điện trường cao. Dầu được xử lý nước tới hàm
lượng 0,5 %, nước sau khi xử lý sẽ xả ra biển.


15

Mỏ Bạch Hổ hiện có 02 giàn nén khí: giàn nén nhỏ (MKS) ở cạnh MSP-4 và
giàn nén lớn (CKP) bên cạnh CPP-2. Khí cao áp từ các giàn MSP phía Bắc được đưa

về MKS, còn CKP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10 và MSP-11, BK-3,4,5,6,8,
CPP-2 và CPP-3. Trên các MSP, khí bậc một đã được thu gom, còn khí bậc tách thứ
hai (trong bình 100m3) hiện đốt bỏ trên fakel của MSP. Khí bậc tách 1 trên CPP-2 và
CPP-3 được thu gom thẳng về CKP mà không sử dụng máy nén khí. Trên CKP và
MKS, khí được xử lý và nén lên áp suất khoảng 120 at, sau đó theo đường ống ngầm
được vận chuyển về nhà máy chế biến khí trên bờ.
Hiện nay, mỏ Bạch Hổ sử dụng chủ yếu là sơ đồ thu gom kín. Vì nó có các ưu
điểm sau:
- Dòng chảy trong ống gom gồm hai pha khí lỏng, tốc độ lớn và tốc độ sẽ tăng dần
theo chiều dài tuyến ống, giảm sự lắng đọng của vật liệu cơ học. Đặc biệt với dầu có
nhiều paraffin, hỗn hợp lỏng khí hạn chế sự kết tinh và cùng với tốc độ lớn sẽ góp phần
ngăn ngừa sự lắng đọng, giảm nguy cơ tắc nghẽn đường ống.
- Giảm kinh phí đầu tư và vận hành nhờ tiết kiệm được kim loại, giảm được số
lượng nhân lực vận hành, giảm được công suất bơm đẩy.
- Sơ đồ cho phép tăng khả năng tự động hóa.
Bên cạnh những ưu điểm thì sơ đồ thu gom kín cũng tồn tại những nhược điểm nhất
định như:
- Đo lường không chính xác do áp lực bình tách đo cao và khó loại trừ các va đập
áp suất.
- Đòi hỏi áp lực miệng giếng cao nên sẽ giảm thời gian tự phun và khi chuyển
qua khai thác cơ học sẽ tiêu tốn nhiều năng lượng hơn.
- Có thể xảy ra rò rỉ qua các đầu mối, van…
- Các dao động áp suất với biên độ lớn có thể làm đứt đường ống, làm mất tác
dụng các thiết bị đo - kiểm tra, chất lượng tách khí của thiết bị tách sẽ xấu đi và có thể
làm gián đoạn sự làm việc ở các giếng tự phun. Khi thiết bị tách làm việc kém dẫn tới


16

hàm lượng khí ở các trạm chứa thương mại cao, có thể gây ra các sự cố nghiêm trọng

như cháy, nổ, ngộ độc.
Tùy theo từng trường hợp cụ thể người ta sẽ cân nhắc sử dụng sơ đồ thu gom kín
hay hở.

CHƯƠNG II
CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ DÒNG CHẢY
TRONG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THÔ

2.1. CÁC TÍNH CHẤT CƠ BẢN CỦA DẦU MỎ
2.1.1. Thành phần dầu mỏ, phân loại dầu mỏ
Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydrocacbon, và theo tính chất hóa lý người
ta chia nó làm 3 loại:
- Paraffin
- Naften
- Hydrocacbon thơm
Thực tế trong dầu còn rất nhiều nhựa và asphalten. Hàm lượng 3 loại
hydrocacbon kể trên thay đổi tùy theo đặc điểm cấu tạo dầu mỏ và dựa vào đó người ta
chia dầu mỏ ra làm nhiều dạng khác nhau: dầu paraffin, dầu naften, dầu paraffinnaften…
Dựa vào cấu trúc mạch thẳng cacbon, paraffin được chia thành: paraffin mạch
thẳng và paraffin mạch nhánh. Ở điều kiện thường hydrocacbon có cấu tạo mạch từ C 1
đến C4 (C4H10) ở trạng thái khí, từ C 5 (C5H12) đến C15 (C15H32) trạng thái lỏng và C 16
(C16H34) trở lên ở trạng thái tinh thể rắn.
Yếu tố ảnh hưởng tới các tính chất cơ học và độ nhớt của dầu là paraffin rắn.
Paraffin rắn ở dạng tinh thể màu trắng, không hòa tan trong nước nhưng dễ hòa tan
trong benzen. Paraffin trong dầu có thể hiểu là một hỗn hợp hydrocacbon đơn chất chủ
yếu mạch thẳng và một phần paraffin mạch nhánh. Nhiệt độ nóng chảy của các
paraffin rắn nằm trong khoảng 22÷85 oC. Đối với hỗn hợp nhiệt độ này khó được xác
định.

17

Hydrocacbon rắn ở dạng tinh thể có khối lượng phân tử và nhiệt độ sôi tương
đối lớn, gồm những chất như: naften, hydrocacbon nhân thơm, paraffin mạch nhánh
được gọi chung là xerezin. Nhiệt độ nóng chảy của xerezin trong khoảng 65÷90 oC.
Paraffin rắn và xerezin rất dễ hòa tan trong dầu và tạo thành dung dịch phân tử. Nhiệt
độ nóng chảy của paraffin càng nhỏ thì nhiệt độ hòa tan trong dầu càng tăng.
Naften có công thức CnH2n, CnH2n-2 … Phân tử naften là một vòng kín có thêm
vài hydrocacbon mạch thẳng (CH3-). Phần lớn trong tất cả các loại dầu đều chứa
naften có cấu trúc vòng 5 hoặc vòng 6. So với paraffin mật độ của naften lớn hơn, áp
suất hơi bề mặt nhỏ hơn và khả năng hòa tan của naften trong dầu cũng lớn hơn.
Hydrocacbon thơm (CnH2n-6, CnH2n-12 …) có cấu trúc phân tử chủ yếu là nhân
benzene. Tỷ trọng và nhiệt độ sôi tương đối lớn (ngoại trừ benzene sôi ở 80 oC), nếu so
sánh với Paraffin và naften, khả năng hòa tan của hydrocacbon thơm trong dầu lớn
hơn rất nhiều.
Đặc biệt trong dầu còn có nhựa smol và asphalten.
-

Nhựa smol là chất phân cực và cũng là chất hoạt tính bề mặt, có khối lượng phân tử
500÷1200. Độ đặc của dầu mỏ nhiều smol bị thay đổi rất nhiều khi có sự tăng trưởng
về khối lượng phân tử của nhựa smol. Trong thành phần nhựa smol chủ yếu kết hợp

-

những chất như: hợp chất có oxy, lưu huỳnh và cả hợp chất có nitơ.
Nhựa asphalten là hợp chất cao phân tử trong dầu mỏ, về mặt cấu trúc giống như nhựa
smol nhưng có khối lượng phân tử lớn hơn gấp 2÷3 lần. Nhựa asphalten ở dạng rắn
màu đen. Độ hòa tan của smol và asphalten thay đổi tùy theo khối lượng phân tử của
chúng. Smol dễ hòa tan trong xăng, dầu hỏa, phân đoạn dầu nhờn. Asphalten không
hòa tan trong môi trường hydrocacbon nhe nhưng dễ dàng phân tán vào benzene và tạo

thành dung dịch keo.
2.1.2. Mật độ dầu và khí
*Mật độ dầu (khối lượng riêng): là một trong những thông số quan trọng ảnh
hưởng đến chất lượng dầu.
Mật độ dầu thương phẩm thường dao động từ 770÷970 kG/m 3. Chúng dao động
ngay cả ở từng mỏ vì đa số các mỏ thường có các vỉa dầu khác nhau. Theo quy tắc độ
sâu của vỉa sản phẩm càng lớn thì mật độ dầu càng giảm. Mật độ dầu phụ thuộc vào
thành phần và hàm lượng chung của các phần tử lưu huỳnh và nhựa asphalten-smol


18

nặng. Dầu gốc paraffin có mật độ từ 750÷800 kG/m 3, gốc naften 820÷860 kG/m3 và
gốc thơm 860÷900 kG/m3.
Mật độ dầu trong quá trình khai thác, thu gom và xử lý có thể thay đổi phụ
thuộc vào nhiệt độ, hàm lượng khí-dầu và nước vỉa nhũ tương hóa. Ảnh hưởng của
nhiệt độ đến sự biến đổi mật độ dầu, được biểu diễn bằng phương trình D.I mendelecv

ρ 20 = ρt − β ( t − 20 )

(2.1)

Trong đó:
ρt :mật độ dầu ở nhiệt độ nghiên cứu;
β: hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ, với giá trị có thể tính theo công thức:

β = 0,001828 − 0,001320.ρt

(2.2)

Thể tích dầu cũng bị thay đổi khi thay đổi nhiệt độ. Khái niệm hệ số giãn nở thể
tích được đặc trưng cho sự biến đổi thể tích tính theo nhiệt độ như sau:

αt =

1  dV 

÷
v0  dt  p

(2.3)

Trong đó:
α1

là giá trị biểu diễn lượng tăng thể tích của vật thể, so với thể tích của vật thể ở
t=0oC, khi có sự tăng nhiệt độ lên 1oC và p=const.
Đối với dầu thô, đồng nhất hóa hệ số α (hệ số giãn nở nhiệt) với hệ số β, khi đó
có thể viết:

α=

β

(1− β ) (1− β )
t1

t2

(2.4)

Vì vậy, giá trị của các hệ số α và β trùng nhau khi ở điều kiện t1=t2=0oC.
Giá trị của hệ số α cần được xác định khi tính toán bể chứa, bể lắng và các bể
chứa dầu khác ở điều kiện nhiệt độ khác nhau.
Mối quan hệ giữa thể tích dầu với nhiệt độ như sau:

v2 = v1

1 + α 2.1t2
1 + α 2.1t1

(2.5)


19

Hay gần đúng:

v2 = v1 1 + α 2.1 ( t2 − t1 ) 

(2.6)

Sự hiện diện của khí hòa tan trong dầu có tác động phức tạp đến mật độ dầu, nó
phụ thuộc vào áp suất, mức độ tách khí và nhiệt độ.
Thông thường mật độ dầu bão hòa khí được tính theo phương pháp Stending và Catsa:

ρ tp = ρ120 + ∆ρ p20 + ∆ρ tp
(2.7)
Với các hiệu chỉnh sau đây:
Trong đó:

ρ tp

: mật độ dầu bão hòa khí ở áp suất p và nhiệt độ t, kg/m3;
ρ120

ρ0

: mật độ dầu sau tách khí cấp I (áp suất 0,1 MPa) ở t=20oC, kg/m3;

: mật độ dầu thương phẩm tách khí cấp cuối cùng, kg/m3;
G : hệ số khí dầu, m3/ m3;
γ0
: mật độ tương đối của khí (theo không khí);
γk
: mật độ biểu kiến của khí, kg/m3;

γ k = 0, 274 + 0, 2γ 0

(2.8)

Đối với nhũ tương dầu khi đã biết độ ngậm nước (φ) và độ khoáng hóa nước
vỉa, mật độ nhũ được tính theo công thức:

ρ nh =

vd ρ d + vn ρ n
vd + vn

ρ nh = ρ d ( 1 − ϕ ) + ρ nϕ
Trong đó:

ϕ=
φ:phần trăm thể tích của pha phân tán

vn
vd + vn

,

(2.9)
(2.10)


20

ρ nh , ρ d , ρ n

: mật độ tương ứng của hệ nhũ tương, dầu sạch và nước vỉa, kg/m 3
Đối với nhũ tương dầu bão hòa khí mật độ của hệ được tính theo công thức:

ρ = ρ nh ( 1 − L ) + L ρ k
(2.11)
Trong đó:

ρ nh

ρk

và
: mật độ nhũ tương dầu và khí ở điều kiện áp suất và nhiệt độ trung bình

trong đường ống;
L: hàm lượng khí thực trong đường ống.
*Mật độ khí:
Trong thực tế mật độ tương đối của khí được xác định trên 1 đơn vị mật độ
không khí sạch khô ở điều kiện bình thường (t=0oC; p=1,0133.105 Pa):

ρ( t , p ) = m( t , p ) / m0
(2.12)
Trong đó:
m và m0 là khối lượng khí và không khí, chiếm cùng một thể tích ở áp suất p và
nhiệt độ t.
Để nhận mật độ khí ở đơn vị tuyệt đối, giá trị

ρ( t , p )

cần phải nhân với mật độ

không khí khô ở điều kiện bình thường (1,293 kg/m3):

ρ( t , p )

10−3
= 0,001293 −6 ρ( t , p ) = 1, 293ρ( t , p )
10

(2.13)

Trọng lượng khí trong một đơn vị thể tích được tính theo công thức:

d( t , p ) = ρ( t , p ) g = 1, 293ρ( t , p ) 9,81 = 12,684 ρ( t , p )

(2.14)
Để quy đổi mật độ của khí từ nhiệt độ này sang nhiệt độ khác, sử dụng phương
trình Klaiperon:


21

PV PV
= 0 0
T
T0

2.15)

Từ đó suy ra:

d( t , p ) = d( 0;760)

T0 P
P0 T

(2.16)

Trong đó:
P

-áp suất của khí chiếm thể tích V ở nhiệt độ T;

P0

- áp suất chuẩn;
T0- nhiệt độ tuyệt đối (273oK);
V0- thể tích khí chiếm chỗ ở điều kiện P0, T0.

2.2. DÒNG CHẢY HAI PHA TRONG ĐƯỜNG ỐNG
Động lực học của dòng chảy một pha trong đường ống được hiểu ở thời điểm
hiện tại là cả sụt áp so với hoạt động tốc độ dòng chảy và các quá trình truyền nhiệt
cho đường ống vận chuyển một pha có thể được xác định một cách đơn giản. Đồng
thời các dòng chảy của chất lỏng trong đường ống là phức tạp trong suốt quá trình vận
chuyển. Chúng ta xét một đường ống vận chuyển cả khí và lỏng, như sơ đồ trong hình
2.1 . Các thông số điển hình của dòng chảy gồm có khối lượng hoặc thể tích dòng
chảy, tính chất vật lý của chúng, đường kính ống và góc nghiêng. Những dữ liệu này là
đủ cơ sở để tính toán dòng chảy một pha. Tuy nhiên, đối với các hệ thống dòng chảy
hai pha, đòi hỏi bổ sung thêm những thông tin. Điều này được mô tả trong phần tiếp
theo.

Hình 2.1: Sơ đồ của dòng hai pha lỏng – khí trong ống


22

* Sự trượt và sự tắc nghẽn
Hình 2.2 là sơ đồ mô tả mối liên hệ giữa sự trượt và tắc nghẽn của dòng chảy
liên tục, theo đó pha khí và pha lỏng được tách ra, dưới dạng các dòng chảy phân lớp.
Trên hình 2.2 phần A biểu thị cho các trường hợp có trạng thái không trơn trượt, trong
đó khí và pha lỏng di chuyển cùng một vận tốc, cụ thể là νG = νL.
Theo quy luật tự nhiên, trong điều kiện không trơn trượt cả hai pha di chuyển cùng
một vận tốc, sự tắc nghẽn của chất lỏng bằng với tỷ lệ lưu lượng thể tích của chất
lỏng với tổng lưu lượng thể tích. Trong điều kiện xảy không ra sự trượt, ví dụ trong
dòng đồng nhất hoặc chảy phân tán bọt, với tốc độ dòng dung dịch cao và dòng khí

thấp. Trong điều kiện dòng chảy dạng này, pha khí được phân tán thành các bọt nhỏ
trong chất lỏng. Do tốc độ chảy của chất lỏng cao, các bọt khí chuyển động cùng pha
lỏng ở cùng một vận tốc, kết quả là không có sự trượt. Như vậy, đối với trạng thái
dòng chảy này, tại vị trí tắc nghẽn ta có H L-λL. (the no-slip liquid holdup, namely,
HL-λL).

Hình 2.2: Sơ đồ mối quan hệ giữa sự trượt và sự tắc nghẽn của dòng chảy


23

Thông thường, chất khí và chất lỏng có vận tốc chuyển động khác nhau, sự
trượt diễn ra giữa hai pha. Việc pha khí chuyển động với một vận tốc cao hơn pha
lỏng do lực ma sát thấp. Trên khía cạnh về tính liên tục, nếu pha khí di chuyển nhanh
hơn so pha lỏng (hình 2.2 phần B), tại vị trí diện tích mặt cắt ngang của ống ta thấy
pha khí giảm trong khi đó pha lỏng tăng lên. Điều này dẫn đến sự tích tụ của chất
lỏng trong đường ống. Lấy ví dụ cho trường hợp dòng chảy dạng bọt trong ống
thẳng đứng, tốc độ của chất lỏng thấp. Trong khi đó pha khí di chuyển nhanh hơn so
với pha lỏng, hoặc có thể trượt qua nó,với vận tốc v 0 (vận tốc bọt nổi lên). Điều này
sẽ dẫn đến sự tắc nghẽn của chất lỏng là cao (HL> λL).
Trường hợp đặc biệt, đối với dòng chảy xuống, trong điều kiện tốc độ dòng
khí rất thấp, pha lỏng có thể di chuyển nhanh hơn so với pha khí vì lực hấp dẫn. Đối
với trường hợp này, sự tích tụ của chất lỏng là ít hơn (HL< λL).

2.3. MÔ HÌNH DÒNG CHẢY TRONG ĐƯỜNG ỐNG VÀ PHÂN LOẠI
Sự khác biệt cơ bản giữa dòng một pha và dòng chảy hai pha khí-lỏng là sự tồn
tại của chế độ dòng chảy trong dòng chảy hai pha. Các mô hình dòng chảy giới hạn đề
cập đến cấu hình hình học của pha khí và pha lỏng trong ống. Khi khí và dòng chất
lỏng chảy đồng thời trong ống, hai pha có thể tự phân bố trong ống tạo nên các cấu
hình dòng chảy.

Các mô hình dòng chảy hiện tại đối với hệ thống dòng chảy hai pha phụ thuộc
vào các yếu tố sau:
• Các thông số hoạt động, khí và tốc độ chảy của chất lỏng.
• Sự thay đổi hình học, trong đó có đường kính ống và góc nghiêng.
• Các tính chất vật lý của hai pha khí và mật độ chất lỏng, độ nhớt và sức căng bề mặt.
Việc xác định mô hình dòng chảy là một vấn đề trọng tâm trong phân tích dòng
chảy hai pha. Thực tế tất cả các tham số thiết kế của dòng chảy rất lệ thuộc vào mô
hình dòng chảy hiện tại. Các tham số thiết kế là sự giảm áp lực, tình trạng tích chất
lỏng, nhiệt độ và các hệ số chuyển khối lượng, phân bố thời gian cư trú, và tốc độ phản
ứng hóa học.


24

2.3.1. Dòng chảy ngang và gần ngang
Các mô hình dòng chảy có thể được phân loại là dòng chảy phân lớp (phân lớpphẳng và phân lớp-gợn sóng), dòng chảy liên tục.

Hình 2.3: Mô hình dòng chảy nằm ngang và gần ngang.
Dòng chảy phân lớp (Stratified Flow): mô hình dòng chảy này xảy ra khi tỉ lệ
pha khí thấp. Do tác dụng của lực hấp dẫn hai pha được tách ra, pha lỏng chảy ở dưới
cùng của đường ống và pha khí ở trên. Các mô hình dòng chảy phân lớp được chia
thành phân lớp-phẳng (Stratified-Smooth), và phân lớp-gợn sóng (Stratified-Wavy),
trường hợp phân lớp-gợn sóng thường xảy ra khi tỉ lệ pha khí tương đối cao.
Dòng chảy gián đoạn (Intermittent Flow), là đặc trưng của dòng chảy thay thế
chất lỏng và khí. Các chất lỏng thể nhớt có thể ngậm bọt khí, thường tập trung hướng
về phía trước của nút và đầu của đường ống. Mô hình dòng chảy gián đoạn được chia
thành mô hình nút (Slug) và bọt khí giãn nở (Elongated-Bubble-EB). Các chế độ dòng
chảy của nút và các mô hình bọt khí giãn nở có sự tương đồng. Các mô hình bọt khí

25

giãn nở được coi là trường hợp giới hạn của dòng chảy nút. Điều này xảy ra khi hàm
lượng pha khí ở mức tương đối thấp.
Dòng chảy hình khuyên (Annular Flow): xảy ra khi hàm lượng khí rất cao. Ở
lõi thường có pha khí chuyển động với vận tốc cao, tại đây có thể bao gồm những giọt
chất lỏng bị cuốn theo. Chất lỏng tạo thành một màng mỏng quanh thành ống. Màng
chất lỏng ở phía dưới thường dày hơn ở phía trên tùy thuộc vào độ lớn tương đối của
khí và tốc độ chảy chất lỏng. Với tốc độ dòng khí thấp nhất, hầu hết các chất lỏng chảy
ở dưới cùng của đường ống, trong khi sóng không ổn định ngậm khí được cuốn quanh
ngoại vi ống và thường xuyên dính ướt trên thành ống, dòng chảy này xảy ra trên ranh
giới chuyển tiếp giữa phân lớp-gợn sóng, dòng chảy hình khuyên. Dựa trên các định
nghĩa và cơ chế của dòng chảy nút và dòng hình khuyên, chế độ này được gọi là gợn
sóng-hình khuyên (Wavy-Annular) và được phân loại như là một nhóm con của dòng
chảy hình khuyên.
Dòng chảy phân tán-bọt khí (Dispersed-Bubble Flow). Tại tốc độ chảy của chất
lỏng rất cao, pha lỏng là pha liên tục, trong đó pha khí được phân tán như bọt khí rời
rạc. Việc chuyển đổi sang mô hình dòng chảy này được xác định bằng các điều kiện
nơi bọt khí đầu tiên bị đình trệ trong túi khí chất lỏng hoặc khi nào mà chạm vào phần
trên của đường ống và bị phá hủy. Khi điều này xảy ra, hầu hết các bọt khí nằm gần
thành ống trên. So với mức chất lỏng cao hơn, các bọt khí được phân tán đều trong
toàn bộ khu vực mặt cắt ngang của đường ống.
2.3.2. Cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu-khí trong ống nằm ngang
Cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu - khí trong ống nằm ngang rất da dạng,
phong phú. Trên cơ sở các khảo sát trực quan, các nhà nghiên cứu đã phân chia ra các
dạng cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu - khí như sau:
a. Dòng chảy dạng bọt (Hình 2.4a)
Pha khí trong dòng chảy dạng bọt riêng biệt, được phân tán trong môi trường dày
đặc của chất lỏng. Hàm lượng khí tăng cao ở phần trên của đường ống (Hình 2.4a).
Với vận tốc chuyển động cao, chế độ đồng dạng ít được tạo thành.

b. Dòng chảy phân lớp (Hình 2.4c)
Các pha khí và lỏng phân chia hoàn toàn và chuyển động theo lớp: chất lỏng chảy
theo phần dưới ống, khí - phía trên ống. Ranh giới phân chia giữa các pha - phẳng