Nghiên cứu tìm hiểu dòng chảy đường ống và cơ chế tác động của hiện tượng va đập thủy lực CỦA hệ thống đường ống vận chuyển dầu thô ở mỏ Bạch Hổ

1

Ụ
Ụ
MỤ LỤ ....................................................................................................................... 1
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 5
1.Tính cấp thiết của đề tài ................................................................................................... 5
2 . Mục đích nghiên cứu ...................................................................................................... 5
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu ................................................................................. 6
4. Nội dung nghiên cứu ....................................................................................................... 6
5. Phƣơng pháp nghiên cứu ................................................................................................ 6
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ........................................................................................ 6
HƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ ĐƢỜNG ỐNG VẬN HUYỂN ................................ 7
1.1. H THỐNG THU GOM ẦU MỎ

H HỔ. ..................................................... 7

1.1.1. Hệ thống thu gom dầu trên các giàn cố định. ................................................ 7
1.1.2. Hệ thống thu gom dầu trên các giàn mini MSP. ............................................ 9
1.1.3. Hệ thống thu gom dầu trên các giàn nhẹ. ..................................................... 10
1.2. SƠ ĐỒ THU GOM..................................................................................................... 10
1.2.1. Ph n oại. ...................................................................................................... 10
1.2.2. Sơ đồ thu gom mỏ ạch Hổ. ........................................................................ 12
1.3. QUÁ TRÌNH THU GOM VẬN HUYỂN ẦU KHÍ Ở MỎ

H HỔ ........ 14

HƢƠNG II: Ơ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ÒNG HẢY TRONG ĐƢỜNG ỐNG VẬN
HUYỂN ẦU THÔ .................................................................................................... 17
2.1. Á TÍNH HẤT Ơ ẢN ỦA ẦU MỎ ....................................................... 17
2.1.1. Thành phần dầu mỏ, ph n oại dầu mỏ ........................................................ 17

2.1.2. Mật độ dầu và khí......................................................................................... 18
2.2. ÒNG HẢY HAI PHA TRONG ĐƢỜNG ỐNG ............................................... 22
2.3. MÔ HÌNH ÒNG HẢY TRONG ĐƢỜNG ỐNG VÀ PHÂN LO I .............. 24
2.3.1. òng chảy ngang và gần ngang. .................................................................. 24


2

2.3.2. ấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu-khí trong ống nằm ngang ................. 26
2.3.3. òng chảy trong ống đứng. .......................................................................... 30
2.3.4. òng chảy trong ống nghiêng. ..................................................................... 31
2.3.5. X y dựng mô hình dòng chảy. ..................................................................... 32
2.3.5. Mô hình dòng chảy phụ thuộc vào Gradient áp suất. .................................. 35
2.4. SỰ HUYỂN ĐỔI HẾ ĐỘ DÒNG HẢY. ........................................................ 38
HƢƠNG III: ẢNH HƢỞNG

ỦA HI N TƢỢNG VA ĐẬP THỦY LỰ

LÊN

TUỔI THỌ ỦA ĐƢỜNG ỐNG.................................................................................. 46
3.1. KHÁI NI M HI N TƢỢNG VA ĐẬP THỦY LỰ ........................................... 46
3.2. SỰ TÁ

ĐỘNG

ỦA HI N TƢỢNG VA ĐẬP THỦY LỰ

ỐNG ÔNG NGH VẬN HUYỂN ẦU THÔ Ở MỎ

LÊN ĐƢỜNG

H HỔ - VSP ............ 50

3.2.1. Vật iệu đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô ở mỏ ạch hổ - VSP... 50
3.2.2. Ảnh hƣởng của hiện tƣợng va đập thủy ực ên tuổi thọ của đƣờng ống công
nghệ vận chuyển dầu thô. ....................................................................................... 50
3.2.3. Xung động áp suất trong vận chuyển hỗn hợp dầu khí ................................ 54
3.3.

Á

GIẢI PHÁP H N

HẾ HI N TƢỢNG VA ĐẬP THỦY LỰ

LÊN

TUỔI THỌ ĐƢỜNG ỐNG .............................................................................................. 56
3.3.1. Phƣơng pháp vận hành đƣờng ống (đóng mở van hợp ý). ......................... 56
3.3.2. Phƣơng pháp cơ học. .................................................................................... 57
3.3.3. ác iện pháp giảm xung. ............................................................................ 57
3.3.4. Phƣơng pháp d ng tháp điều áp. .................................................................. 63
KẾT LUẬN ................................................................................................................... 70
ANH MỤ TÀI LI U THAM KHẢO ...................................................................... 71


3

Ụ

ỂU

ảng 1.1. Thông số hệ thống công nghệ đƣờng ống vận chuyển dầu thô ở mỏ ạch
Hổ ...................................................................................................................................8
ảng 2.1. Trị số các hàm số

1,

F2, F3 & F4 .................................................................. 41

ảng 2.2. Giá trị các hằng số đối v i nh tƣơng dầu của Arkhange st ........................ 43
ảng 2.3. Trị số các hàm (kq); H(k,q) và Z(k,q) ....................................................... 43
ảng 3.1. Một số kết quả nghiên cứu ng đọng paraffin ằng phƣơng pháp ngón tay
ạnh ............................................................................................................................... 67
ảng 3.2. Mức độ hòa tan ng đọng paraffin của một số hóa ph m ........................... 68
Ụ

V

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 ạch Hổ ........................................ 13
Hình 2.1. Sơ đồ của dòng hai pha ỏng - khí trong ống ............................................... 22
Hình 2.2. Sơ đồ mối quan hệ gi a sự trƣợt và sự t c ngh n của dòng chảy ................ 23
Hình 2.3. Mô hình dòng chảy nằm ngang và gần ngang ............................................. 25
Hình 2.4. òng chảy của hỗn hợp dầu - khí ................................................................. 27
Hình 2.5. iểu đồ aker ............................................................................................... 28
Hình 2.6. Sơ đồ một nút ỏng khí trên ống nằm ngang ................................................ 29
Hình 2.7. Sơ đồ tuyến sau ở chế độ trọng trƣờng ......................................................... 30

Hình 2.8. Mô hình dòng chảy trong đƣờng ống đứng .................................................. 31
Hình 2.9. Mô hình dòng chảy trong toàn ộ phạm vi của các góc nghiêng ................. 32
Hình 2.1 . ản đồ mô hình dòng chảy cho ống ngang ................................................ 33
Hình 2.11. ản đồ mô hình dòng chảy cho ống th ng đứng ........................................ 34
Hình 2.12. ản đồ mô hình dòng chảy cho ống th ng đứng ........................................ 34
Hình 2.13. ản đồ mô hình cho đƣờng ống ngang....................................................... 35
Hình 2.14. Mô hình dòng chảy gradient áp suất đƣợc x y dựng dòng chảy ngang ..... 36
Hình 2.15. Mô hình dòng chảy gradient áp suất đƣợc x y dựng cho dòng chảy theo
chiều th ng đứng .......................................................................................................... 37
Hình 2.16. iểu đồ trạng thái gradient áp suất trong dòng chảy th ng đứng ............... 37
Hình 2.17. Mối quan hệ gi a hệ số cản thủy ực và số Reynold .................................. 39


4

Hình 3.1. Sơ đồ tính toán thủy ực và tốc độ truyền sóng C ........................................ 47
Hình 3.2. Đồ thị iểu diễn dao động áp suất trong đƣờng ống .................................... 52
Hình 3.3. ao động của áp suất trong mô hình đƣờng ống vận chuyển hỗn hợp dầu,
khí và nƣ c ở các ƣu ƣợng khác nhau ........................................................................ 53
Hình 3.4. Sơ đồ tuyến ống vận chuyển dầu thô............................................................ 54
Hình 3.5. Thiết ị kh xung của viện dầu Grozmri ..................................................... 61
Hình 3.6. Thiết bị kh xung của viện dầu tacta............................................................ 62
Hình 3.7. Thiết ị kh xung của viện dầu khí Xi iri ................................................... 62
Hình 3.8. Sơ đồ nguyên ý àm việc của tháp điều áp .................................................. 63


5

Ở ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài

XNL

K Việt-Nga Vietsovpetro (VSP) à một đơn vị khai thác dầu thô v i

sản ƣợng 9 triệu tấn n m, đứng đầu trong các công ty khai thác dầu khí ở Việt Nam
hiện nay; hàng n m đóng góp một phần không nhỏ cho ng n sách nhà nƣ c. Hiện nay
ở mỏ ạch Hổ XNL

K đang sở h u: 1 giàn cố định, 2 giàn

NTT, 9 giàn nhẹ

khai thác. Ngoài ra còn có 3 tàu chứa dầu đƣợc ố trí để tiếp nhận dầu thô t các
giàn, sau đó xuất án.
Mỗi giàn cách nhau t 5-7km, gi a giàn và tàu chứa cách nhau khoảng 3-5km.
ầu thô khai thác t các giếng ên s qua giàn NTT để x

ý tách nƣ c, tách

khí và các tạp chất... Sau đó, đƣợc ơm vận chuyển t i hệ thống các tàu chứa thông
qua hệ thống đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô.
V i số ƣợng giàn khoan và tàu chứa dầu thô nhiều và trải rộng trên một diện tích
thềm ục địa khá

n, nên hệ thống đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô hết sức

phức tạp và chủ yếu s dụng ống th p có đƣờng kính t 219-426 mm.
Hàng n m, XNL

K Việt-Nga Vietsovpetro phải chi phí một khoản tiền

n

để s a ch a thay thế đƣờng ống công nghệ ị hƣ hỏng. ó rất nhiều nguyên nh n g y
hƣ hỏng đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô nhƣ do mòn r , do hóa chất, do môi
trƣờng àm việc, ma sát, do tác động xói mòn... và đ c iệt à do va đập thủy ực g y
nên tác hại rất

n cho hệ thống đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô. Việc

nghiên cứu tìm hiểu dòng chảy đƣờng ống nói chung và cơ chế tác động của hiện
tƣợng va đập thủy ực nói riêng để đƣa ra giải pháp hạn chế và k o dài thời gian s
dụng của hệ thống đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô à yêu cầu thực tiễn của
đề tài.
2.

ục đích nghiên cứu
Trên cơ sở ph n tích dòng chảy trong đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô

để đánh giá mức độ tác động và ảnh hƣởng của hiện tƣợng va đập thủy ực ên độ ền
của hệ thống đƣờng ống và đề xuất giải pháp nhằm hạn chế sự tác động đó c ng nhƣ
k o dài thời gian s dụng của hệ thống đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô.


6

3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
Chất ƣu vận chuyển trong đƣờng ống công nghệ và hệ thống đƣờng ống vận
chuyển dầu thô ở mỏ ạch Hổ.
4. ội dung nghiên cứu

Tập trung nghiên cứu các nội dung chính sau:
- Tổng quan về đƣờng ống vận chuyển dầu thô.
- Nghiên cứu, ph n tích dòng chảy của chất ỏng trong đƣờng ống.
- Nghiên cứu hiện tƣợng va đập thủy ực.
- Ph n tích ảnh hƣởng của hiện tƣợng va đập thủy ực ên độ ền của hệ thống đƣờng
ống và đề xuất giải pháp nhằm hạn chế sự tác động đó.
5. Phƣơng pháp nghiên cứu
- Nghiên cứu ý thuyết: trên cơ sở ý thuyết về dòng chảy đa pha trong đƣờng
ống, thủy ực học, áp suất, nhiệt độ, ƣu ƣợng mỗi pha,... để x y dựng mô hình dòng
chảy trong đƣờng ống, t đó tìm ra cơ chế tác động của hiện tƣợng va đập thủy ực và
đề xuất một số giải pháp hạn chế.
- Đánh giá các kết quả nghiên cứu thông qua các số iệu thống kê t thực tế.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
Đánh giá đƣợc mức độ nguy hiểm của hiện tƣợng va đập thủy ực tác động ên
đƣờng ống công nghệ vận chuyển dầu thô àm cơ sở cho việc tính toán thiết kế và hiệu
ch nh hệ thống đƣờng ống tại XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro. Đề xuất giải pháp
giảm thiểu, hạn chế ảnh hƣởng của hiện tƣợng va đập thủy ực ên đƣờng ống công
nghệ vận chuyển dầu thô, n ng cao tuổi thọ và hiệu quả kinh tế khi s dụng.


7

ƢƠ
TỔ

T U

QU

VỀ ĐƢỜ

ẦU

Ỏ

Ố

VẬ

1.1.

T Ố

1.1.1.

ệ thống thu gom dầu trên các giàn cố định

UYỂ

Ổ

Tại mỏ Bạch Hổ, các giàn cố định (MSP) đƣợc xây dựng theo thiết kế mẫu
MSP 16716 do tổ hợp KORAL (Liên Xô c ) soạn thảo n m 1976, s dụng công nghệ
thiết bị, vật tƣ và các phƣơng tiện kỹ thuật do nghành công nghiệp Liên Xô c sản xuất
vào nh ng n m 197 . Trên mỗi MSP có một tổ hợp thiết bị khai thác, về chức n ng
đƣợc dùng để thu gom, x lý vận chuyển sản ph m của 16 giếng khoan. Công suất
thiết kế của tổ hợp – 2400T/ngày, hệ số khí, dầu dƣ i 140 m3 T. Sơ đồ công nghệ của
tổ hợp đƣợc tính cho việc x lý dầu không chứa nƣ c, tức là sản ph m của MSP s
đƣợc x lý tại tàu chứa. Dầu sau khi đƣợc tách khí ở bình tách cao áp (bình tách cấp 1
v i áp suất khoảng 14÷16 kG/cm2) và bình tách thấp áp (bình tách cấp 2 v i áp suất

khoảng 1,5÷3 kG/cm2) v i hàm ƣợng nƣ c khoảng 15% đƣợc ơm về tàu chứa để x
lý tiếp theo. Các giàn cố định đƣợc liên kết v i nhau bằng các đƣờng ống ngầm cho
nh ng mục đích khác nhau: đƣờng ống dầu khí, đƣờng ống khí, đƣờng ống gaslift,
đƣờng ống ơm p. Khi giếng khoan ở giàn MSP-1 tìm ra đƣợc dầu ở tầng móng thì
công suất thiết kế tổ hợp thiết bị khai thác của MSP-1 (24

T ngày) không còn đủ

công suất để thu gom, s lý vận chuyển sản ph m. Hệ thống x lý khí, hệ thống vòi
đốt không còn đủ công suất do ƣu ƣợng sản ph m của các giếng khai thác ở tầng
móng t ng và hệ số khí, dầu t ng ên trên 2

m3 T. Để đảm bảo khai thác hết ƣợng

sản ph m của các giếng MSP-1 Viện NIPI đã tiến hành thiết kế để t ng công suất thiết
bị tổ hợp khai thác, hệ thống x lý khí, hệ thống vòi đốt. Công suất MSP-1 đƣợc t ng
lên 5000T/ngày.


8

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

Đƣờng
Stt

Tuyến ống

kính, chiều

Vật

dày D*

liệu

(mm)
01

MSP-1-FSO-1

325*16

CT20

N m

Chiều dài

l p

tuyến ống

đ t

(m)

1986

1621

219*10.97
02

MSP-1-MSP-3

325*16

Áp suất

Áp

Lƣu ƣợng

làm

suất

(tấn/ngày)

việc

th

(MPa)

(MPa)

7500

1,0

2,5

6300

4,0

6,0

3172
CT20

1986
680

03

MSP-1-MSP-8

325*16

CT20

1989

6250

7500

4,0

6,0

04

MSP-1-MSP-8

323.8*15.9

CT20

1997

4225

7500

4,0

6,0

05

MSP-1-BK-2

325*16

CT20

1989

2108

7500

4,0

7,0

06

MSP-1-BK-2

219*12.7

CT20

1989

2032

2000

1,6

1,8

07

MSP-3-MSP-4

219*12.7

CT20

1987

930

2000

4,0

6,0

08

MSP-3-MSP-5

325*16

CT20

1987

1005

7500

3,0

6,0

09

MSP-4-MSP-1

219*10.97

CT20

1987

2226

5900

4,0

5,5

10

MSP-5-MSP-10

323.8*15.9

1992

2740

7500

4,0

6,0

11

MSP-6-MSP-4

325*16

CT20

1988

1284

7500

3,0

6,0

12

MSP-7-MSP-5

325*16

CT20

1988

1480

7500

4,0

6,0

13

MSP-8-MSP-4

325*16

CT20

1989

1030

7500

4,0

6,0

14

MSP-8-MSP-9

323.8*15.9

1994

3150

7500

4,0

6,0

15

MSP-9-MSP-11

323.8*15.9

1995

2722

7500

4,0

6,0

16

MSP-9-BK-3

2002

2773

10000

4,0

6,0

APIX60

APIX60

323.8*15.9

APIX60
APIX60


9

17

MSP-10-MSP-9

18

CTP-2-FSO-1

325*16

19

CTP-2-FSO-1

325*16

20

CTP-2-BT-7

426*16

323.8*15.9

RBCTP2

426*16

RBCTK322

FSO-4

426*16

RBCTK323

FSO-4

426*16

RBCTK324

25

1.1.2.

FSO-3
BK-2-CTK-3

1992

2440

7500

3,5

5,0

CT20

1991

3130

7500

2,0

2,0

CT20

1991

3080

7500

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

15000

4,0

6,0

X60

APIX52

RBCTK321

API-

426*16

426*16

APIX52
APIX52
APIX52
APIX52
APIX52

2002

ệ thống thu gom dầu trên các giàn mini

1721
1247

SP

Tính đến nay phần l n trên các giàn MSP ở phía B c mỏ Bạch Hổ đã khai thác
t 26÷31 n m. Để tiếp tục gi cho các giàn MSP ở trạng thái kỹ thuật ình thƣờng và
đáp ứng đƣợc yêu cầu sản xuất ở “Vietsovpetro” đã tiến hành các hoạt động s a ch a
l n. M t khác, để giảm chi phí vận hành và đảm bảo thực hiện đƣợc một số chức n ng
phù hợp v i tình hình hiện nay một số giàn MSP (MSP 3, 5, 6 và 7) đã đƣợc hoán cải
tổ hợp công nghệ thành giàn mini MSP.
Sau khi hoán cải, các Block-Module 9, 1 , 11, 12, 13, 14 đã đƣợc c t bỏ hoàn
toàn hệ thống bình tách thấp áp cấp II c ng các máy ơm vận chuyển dầu không đƣợc
d ng đến.
Dầu khai thác t giếng đƣợc tách sơ ộ khí trong các bình tách khí bậc 1 trên
giàn và sau đó đƣợc thu gom về giàn trung t m để tách khí bậc 2. Nhƣ vậy, sơ đồ thu
gom dầu trên giàn mini MSP sau khi hoán cải đã chuyển t sơ đồ thu gom hở sang sơ

10

đồ thu gom kín. Việc áp dụng công nghệ này cho phép tiết kiệm n ng ƣợng ơm và
giảm thiểu thiết bị vận hành trên giàn MSP. Ngoài ra còn t ng cƣờng khả n ng ƣu
chuyển của hỗn hợp dầu trong đƣờng ống nhờ một ƣợng khí hòa tan.
1.1.3.

ệ thống thu gom dầu trên các giàn nhẹ
Tại các giàn nhẹ hỗn hợp dầu khí đƣợc vận chuyển theo một đƣờng ống đƣa về

giàn công nghệ trung tâm. Tại giàn công nghệ trung tâm dầu đƣợc tách khí, tách nƣ c.
Khí đƣợc dẫn đến giàn nén khí, còn dầu theo đƣờng ống ngầm đến tàu chứa. Khi vận
chuyển hỗn hợp dầu khí theo một đƣờng ống t các giàn nhẹ về giàn công nghệ trung
tâm luôn xảy ra hiện tƣợng xung động áp suất và xung động ƣu ƣợng. Để giảm xung,
trên các giàn nhẹ ngoài các thiết bị đo còn

p thêm các ình tách khí sơ ộ. Bình tách

khí sơ ộ dạng hình trụ nằm ngang, kích thƣ c nhỏ gọn và công suất đƣợc thiết kế
tƣơng ứng v i công suất l n nhất của giàn nhẹ à 6

T ngày đêm, áp suất là việc thiết

kế là 45kG/cm2, tuy nhiên áp suất là việc thực tế thay đổi t 16÷24 kG/cm2 tùy thuộc
vào chế độ công nghệ. Dầu sau khi đƣợc tách khí sơ ộ bằng áp lực tự nhiên theo
đƣờng ống riêng đến giàn công nghệ trung tâm x lý tiếp theo. Kích thƣ c các đƣờng
ống thu gom t

các giàn nhẹ về giàn công nghệ trung tâm là 219*12mm,

323.8*15.9mm, 426*16mm v i công suất vận chuyển đƣợc thiết kế tƣơng ứng là
2

, 75

, và 15

T ngày đêm.

1.2. SƠ ĐỒ T U
Việc ph n chia các sơ đồ thu gom thƣờng c n cứ vào áp suất àm việc của thiết
ị đo tách tại các trạm khu vực, đƣợc ph n chia ra hệ thống kín, hệ thống hở; c n cứ
vào đ c điểm địa hình: trên đất iền, ngoài iển, địa hình ph ng ho c dốc, c n cứ vào
tính chất hóa ý của dầu nhƣ dầu n ng nhẹ, dầu nhiều paraffin, dầu nhiều ƣu huỳnh…
Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải c n cứ vào yếu tố tự nhiên và khả n ng kỹ
thuật, ao gồm: khả n ng m t ằng, địa hình của mỏ, khí hậu của v ng, n ng ƣợng v a
(áp suất, nhiệt độ), tính chất hóa ý của chất ƣu. Về phƣơng diện kỹ thuật phải c n cứ
vào nguyên t c, sơ đồ hệ thống đã ựa chọn, các phƣơng pháp tác động vào v a và giá
trị áp suất miệng giếng khi khai thác.
. . . Ph n oại
a. Sơ đồ thu gom hở


11

4

1 2

3

5

6

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

4. Đƣờng gom khí;

2. Ống xả;

5. Đƣờng gom dầu;

3. Thiết ị tách đo;

6. ơm.

Nguyên ý hoạt động:
Trong sơ đồ thu gom hở (hình 1.1), áp suất của thiết ị tách đo có giá trị thấp,
gần xấp x v i giá trị áp suất khí quyển. Tại đó thực hiện quá trình tách khí s u, mức
độ tách cao. Sơ đồ này đƣợc s dụng phổ iến cho các thiết kế cách đ y 3 đến 4 thập
kỷ. Sau khi tách, dầu và khí đi theo các tuyến ống riêng iệt cho nên thƣờng gọi à sơ
đồ hai tuyến ống thu gom. Khí sau khi tách v i áp suất dƣ 3÷5 kG/cm2 còn có thể tiếp
tục chảy đến trạm x

ý.

ầu muốn tự chảy đƣợc phải tạo cho tuyến ống một độ dốc

nào đó nên thông thƣờng thiết ị tách đƣợc ố trí cao hơn m t ằng tự nhiên, song phổ
iến nhất à phải p trạm ơm đ y.
Sơ đồ thu gom hở có ƣu việt à việc đo ƣờng cho các giếng chính xác vì áp suất
thấp, giá trị dao động nhỏ, m t khác giá trị áp suất miệng giếng

nên có thể k o dài khả

n ng tự phun, giảm đƣợc chi phí n ng ƣợng khi khai thác cơ học (gas ift, ơm). Ngoài ra,
do giá trị áp ực thấp nên mức độ an toàn khi vận hành cao.
Tuy vậy, trong thời gian gần đ y, ở các mỏ hiện đại, các sơ đồ này không còn
đƣợc s dụng do các hạn chế

n. Trƣ c hết chi phí đầu tƣ cao, do phải đầu tƣ hai

tuyến ống riêng iệt, do phải trang ị thêm các trạm ơm, việc vận hành phải s dụng
nhiều nh n ực. Khi d ng sơ đồ này, sự hao hụt dầu tƣơng đối cao t 3÷5% do sự ay
hơi thành phần nhẹ vào trong khí quyển
b. Sơ đồ thu gom kín


12

4

4

1 2

7

1 2

3

3

5

5

6

6

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

1.Miệng giếng khai thác;

4. Đƣờng gom khí;

2. Ống xả;

5. Đƣờng gom dầu;

3. Thiết ị tách đo;

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

Nguyên ý hoạt động :
Trong sơ đồ thu gom kín (hình 1.2), áp suất của ình tách đo tại các trạm có giá
trị

n, khí sau khi đƣợc tách để thực hiện việc đo ƣờng, phần

n ho c toàn ộ đƣợc

gộp ại v i dầu và chảy c ng một ống gom còn gọi à sơ đồ một tuyến ống. Trong ống
gom, dòng chảy à dòng hai pha khí - ỏng.
1.2.2. Sơ đồ thu gom mỏ ạch

ổ


13

MSP6
MSP7

FSO-2
MSP3

MSP5
MSP4

FSO-3 (CHI LANG)

RC-1
MSP8

RP-2

MSP10

RP-1

MSP9
MSP11

BK7
MSP1

FSO-1

BK3

BK1
CPP-2
BK10

BK2

BK6

FSO-4

BK5

CPP-3

BK4
BK9
BT7

nh

BK8

Sơ đồ thu gom vận hu ển ầu khí mỏ ạ h ổ.

Trong đó:
SO: Kho nổi chứa xuất dầu;
K: Giàn nhẹ trên mỏ ạch Hổ;

MSP: Giàn cố định trên mỏ ạch Hổ;
PP: Giàn công nghệ trung t m.


14

1.3. QUÁ TR

T U

VẬ

UYỂ

Mỏ ạch Hổ nằm ở ô 9 trong ể

ẦU K Í Ở

Ỏ

Ổ

u Long do XNL “Vietsovpetro” điều hành,

cách thành phố V ng Tàu 15 km về phía Đông Nam và đƣợc đƣa vào khai thác t
n m 1986. Đ y à mỏ dầu

n nhất tại Việt Nam v i tỷ phần khai thác chiếm hơn 3 4

tổng số dầu khai thác t tất cả các mỏ đang khai thác tại Việt Nam.
Ở khu vực phía

c của mỏ, dầu đƣợc khai thác t tầng móng, O igoxen dƣ i và

Mioxen dƣ i. Ở đ y, ngƣời ta x y dựng các giàn khoan cố định để khoan tối đa 16
giếng ằng kỹ thuật khoan định hƣ ng, giàn đồng thời à trạm thu gom khu vực có
nhiệm vụ x

ý chủ yếu à tách pha.

Ngoài các thiết ị tách chuyên dụng nhƣ đo, gọi dòng, gas ift s dụng cho các
giếng riêng iệt theo t ng thời điểm, còn ại quá trình tách tổng đƣợc thực hiện theo
hai ậc, v i áp suất ậc I t 14÷16 kG/cm2 và ậc II v i áp suất 1,5÷3 kG/cm2.
T đ y, dầu v i hàm ƣợng nƣ c khoảng 15% đƣợc ơm về tàu chứa (kho nổi
chứa - xuất dầu) để x

ý; còn khí đƣợc chuyển theo đƣờng ống riêng về giàn n n khí

trung t m. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn cố định àm việc theo nguyên t c hở. Ở
khu vực trung t m ngƣời ta x y dựng các giàn nhẹ. Sản ph m khai thác t giàn nhẹ ở
dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu ão hòa khí đƣợc vận chuyển về giàn công nghệ trung
t m số 2 ( PP-2), số 3 ( PP-3) để tách khí và tách nƣ c triệt để. ác giàn nhẹ thƣờng
đƣợc xem à các cụm đầu giếng, việc thu gom đƣợc thực hiện theo nguyên t c kín, khí
ch đƣợc tách sơ ộ để đo và hỗn hợp s tự chảy về giàn công nghệ trung t m.
hi tiết về quá trình thu gom sản ph m khai thác ở mỏ ạch Hổ đƣợc tiến hành
nhƣ sau: Sản ph m khai thác trên giàn

K-1, BK-2 và BK-3 đƣợc đƣa về

PP-2 để

tách khí và tách nƣ c. Sau đó dầu đã đƣợc tách khí và nƣ c đƣợc ơm đến kho nổi
chứa xuất dầu số 1 (U N-1) “ a Vì”, một phần theo chu kỳ đƣợc chuyển đi U N-4
“Vietsovpetro- 1”. Sản ph m t

K- 4, 5, 6, 8 và 9 theo các đƣờng ống ọc cách

nhiệt đƣợc vận chuyển về PP-3.
Sau khi đƣợc tách khí và nƣ c, dầu đƣợc ơm đi U N-4 và UBN-3 “ hí Linh”.
Vào cuối n m 2

3, mỏ

ạch Hổ đã tiến hành th nghiệm công nghiệp vận chuyển

sản ph m không d ng máy ơm t giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và t MSP-6 về

MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu ão hòa khí đƣợc tách khí triệt để và ơm về U N.
Việc thu gom sản ph m các giàn MSP phía

c mỏ ạch Hổ đƣợc thực hiện nhƣ

sau: Trƣ c khi đƣa đƣờng ống ọc cách nhiệt MSP-4→ MSP-9 vào àm việc, dầu t


15

các MSP phía

c (MSP-3, 4, 5, 6, 7, 8) đƣợc ơm theo tuyến đƣờng ống MSP-

7→MSP-5→MSP-3→ MSP-4→ MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và giàn ống đứng R
sang UBN-4. Sau khi đƣa tuyến đƣờng ống ọc cách nhiệt t giàn MSP-4→MSP-9
vào àm việc, việc thu gom dầu trong nội mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu ão hòa khí
đƣợc vận chuyển t giàn MSP-6→ MSP-4, sau khi tách khí c ng v i sản ph m của
giàn MSP-4 đƣợc ơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→ MSP-9.

ng đến MSP-

9 còn có sản ph m đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-1 ,11. T MSP-9 dòng sản
ph m s đi theo tuyến ống MSP-9→ K-3→ CPP-2 sau đó đƣợc đƣa đến U N-1. Sản
ph m của MSP-1 và BK-7 đƣợc tách khí trên giàn MSP-1 sau đó đƣợc ơm trực tiếp
đến U N-1. Vào cuối tháng 4 n m 2

6, sau khi xảy ra sự cố vỡ đƣờng ống dẫn dầu

t MSP-3→ MSP-4, việc thu gom dầu trong khu vực nội mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn

hợp dầu ão hòa khí t MSP-6 đƣợc vận chuyển sang MSP-4 để tách khí c ng v i sản
ph m trên MSP-4, sau đó đƣợc ơm sang MSP-9 theo tuyến đƣờng ống MSP-4→
MSP-9. Hỗn hợp dầu ão hòa khí t giàn MSP-7 đƣợc vận chuyển sang MSP-5 để
tách khí. Sản ph m của giàn MSP-5,7 sau khi tách khí c ng v i sản ph m của giàn
MSP-3 đƣợc ơm qua MSP-9 theo tuyến đƣờng ống MSP-5→ MSP-1 → MSP-9, sau
đó c ng v i sản ph m đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP-6 đƣợc vận chuyển đến
CPP-2. Sản ph m của MSP-8 sau khi tách khí đƣợc ơm về MSP-1, c ng v i sản
ph m của MSP-1 chuyển sang PP-3 để x

ý tiếp theo ơm sang UBN-4.

Giàn CPP-2 và CPP-3 thu nhận sản ph m đến t các K và dầu đã tách khí đến
t các MSP để tách khí và nƣ c sơ ộ trong ình tách a pha, sau đó chất ỏng đƣợc
đƣa qua ình tách nƣ c s dụng điện trƣờng cao để tách nƣ c triệt để.
ph m t

ầu thƣơng

PP-2 và CPP-3 đƣợc ơm đi U N-4, UBN-1, trong trƣờng hợp cần thiết có

thể ơm sang U N-3.
Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục đƣợc x
U N công nghệ x
pháp

ý để tách khí, tách nƣ c. Trên tất cả các

ý dầu đến chất ƣợng thƣơng ph m đƣợc thực hiện ằng phƣơng

ng đọng trong ể công nghệ ở nhiệt độ 5 ÷ 6 oC. Ngoài ra, trên UBN-3 còn

p đ t thêm thiết ị tách nƣ c s dụng điện trƣờng cao.
ƣợng ,5 %, nƣ c sau khi x

ầu đƣợc x

ý nƣ c t i hàm

ý s xả ra iển.

Mỏ ạch Hổ hiện có 2 giàn n n khí: giàn n n nhỏ (MKS) ở cạnh MSP-4 và
giàn n n

n ( KP) ên cạnh PP-2. Khí cao áp t các giàn MSP phía

về MKS, còn

c đƣợc đƣa

KP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10 và MSP-11, BK-3,4,5,6,8,


16

CPP-2 và CPP-3. Trên các MSP, khí ậc một đã đƣợc thu gom, còn khí ậc tách thứ
hai (trong bình 100m3) hiện đốt ỏ trên fake của MSP. Khí ậc tách 1 trên PP-2 và
CPP-3 đƣợc thu gom th ng về
MKS, khí đƣợc x

KP mà không s dụng máy n n khí. Trên

KP và

ý và n n ên áp suất khoảng 12 at, sau đó theo đƣờng ống ngầm

đƣợc vận chuyển về nhà máy chế iến khí trên ờ.
Hiện nay, mỏ ạch Hổ s dụng chủ yếu à sơ đồ thu gom kín. Vì nó có các ƣu
điểm sau:
- òng chảy trong ống gom gồm hai pha khí ỏng, tốc độ
theo chiều dài tuyến ống, giảm sự

n và tốc độ s t ng dần

ng đọng của vật iệu cơ học. Đ c iệt v i dầu có

nhiều paraffin, hỗn hợp ỏng khí hạn chế sự kết tinh và c ng v i tốc độ

n s góp phần

ng n ng a sự ng đọng, giảm nguy cơ t c ngh n đƣờng ống.
- Giảm kinh phí đầu tƣ và vận hành nhờ tiết kiệm đƣợc kim oại, giảm đƣợc số
ƣợng nh n ực vận hành, giảm đƣợc công suất ơm đ y.
- Sơ đồ cho ph p t ng khả n ng tự động hóa.
ên cạnh nh ng ƣu điểm thì sơ đồ thu gom kín c ng tồn tại nh ng nhƣợc điểm nhất
định nhƣ:
- Đo ƣờng không chính xác do áp ực ình tách đo cao và khó oại tr các va đập
áp suất.
- Đòi hỏi áp ực miệng giếng cao nên s giảm thời gian tự phun và khi chuyển
qua khai thác cơ học s tiêu tốn nhiều n ng ƣợng hơn.
- ó thể xảy ra rò r qua các đầu mối, van…

-

ác dao động áp suất v i iên độ

n có thể àm đứt đƣờng ống, àm mất tác

dụng các thiết ị đo - kiểm tra, chất ƣợng tách khí của thiết ị tách s xấu đi và có thể
àm gián đoạn sự àm việc ở các giếng tự phun. Khi thiết ị tách àm việc k m dẫn t i
hàm ƣợng khí ở các trạm chứa thƣơng mại cao, có thể g y ra các sự cố nghiêm trọng
nhƣ cháy, nổ, ngộ độc.
T y theo t ng trƣờng hợp cụ thể ngƣời ta s c n nh c s dụng sơ đồ thu gom kín
hay hở.


17

ƢƠ
Ơ SỞ Ý T UYẾT VỀ Ò
TR

2.1. CÁC TÍ

ĐƢỜ

Ố

ẤT Ơ

VẬ

Ủ

ẦU

Y

UYỂ

ẦU T Ô

Ỏ

2.1.1. Thành phần dầu mỏ, ph n oại dầu mỏ
Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydrocacbon, và theo tính chất hóa ý ngƣời
ta chia nó làm 3 loại:
-

Paraffin
Naften
Hydrocac on thơm

Thực tế trong dầu còn rất nhiều nhựa và aspha ten. Hàm ƣợng 3 oại
hydrocac on kể trên thay đổi t y theo đ c điểm cấu tạo dầu mỏ và dựa vào đó ngƣời ta
chia dầu mỏ ra àm nhiều dạng khác nhau: dầu paraffin, dầu naften, dầu paraffinnaften…
ựa vào cấu trúc mạch th ng cac on, paraffin đƣợc chia thành: paraffin mạch
th ng và paraffin mạch nhánh. Ở điều kiện thƣờng hydrocac on có cấu tạo mạch t
đến

4

(C4H10) ở trạng thái khí, t

5

(C5H12) đến

15

1

(C15H32) trạng thái ỏng và

16

(C16H34) trở ên ở trạng thái tinh thể r n.
Yếu tố ảnh hƣởng t i các tính chất cơ học và độ nh t của dầu à paraffin r n.
Paraffin r n ở dạng tinh thể màu tr ng, không hòa tan trong nƣ c nhƣng dễ hòa tan
trong benzen. Paraffin trong dầu có thể hiểu à một hỗn hợp hydrocac on đơn chất chủ
yếu mạch th ng và một phần paraffin mạch nhánh. Nhiệt độ nóng chảy của các
paraffin r n nằm trong khoảng 22÷85o . Đối v i hỗn hợp nhiệt độ này khó đƣợc xác
định.
Hydrocac on r n ở dạng tinh thể có khối ƣợng ph n t và nhiệt độ sôi tƣơng
đối

n, gồm nh ng chất nhƣ: naften, hydrocac on nh n thơm, paraffin mạch nhánh

đƣợc gọi chung à xerezin. Nhiệt độ nóng chảy của xerezin trong khoảng 65÷9

o

C.

Paraffin r n và xerezin rất dễ hòa tan trong dầu và tạo thành dung dịch ph n t . Nhiệt
độ nóng chảy của paraffin càng nhỏ thì nhiệt độ hòa tan trong dầu càng t ng.


18

Naften có công thức

nH2n,

CnH2n-2 … Ph n t naften à một vòng kín có thêm

vài hydrocac on mạch th ng ( H3-). Phần

n trong tất cả các oại dầu đều chứa

naften có cấu trúc vòng 5 ho c vòng 6. So v i paraffin mật độ của naften
suất hơi ề m t nhỏ hơn và khả n ng hòa tan của naften trong dầu c ng
Hydrocac on thơm (

nH2n-6,

n hơn, áp

n hơn.

CnH2n-12 …) có cấu trúc ph n t chủ yếu à nh n

enzene. Tỷ trọng và nhiệt độ sôi tƣơng đối

n (ngoại tr

enzene sôi ở 8

o

), nếu so

sánh v i Paraffin và naften, khả n ng hòa tan của hydrocac on thơm trong dầu

n hơn

rất nhiều.
Đ c iệt trong dầu còn có nhựa smo và aspha ten.
Nhựa smol là chất phân cực và c ng à chất hoạt tính bề m t, có khối ƣợng

-

phân t 5

÷12

. Độ đ c của dầu mỏ nhiều smol bị thay đổi rất nhiều khi có sự t ng

trƣởng về khối ƣợng phân t của nhựa smol. Trong thành phần nhựa smol chủ yếu kết
hợp nh ng chất nhƣ: hợp chất có oxy, ƣu huỳnh và cả hợp chất có nitơ.
-

Nhựa asphalten là hợp chất cao phân t trong dầu mỏ, về m t cấu trúc giống

nhƣ nhựa smol nhƣng có khối ƣợng phân t l n hơn gấp 2÷3 lần. Nhựa asphalten ở
dạng r n màu đen. Độ hòa tan của smo và aspha ten thay đổi tùy theo khối ƣợng
phân t

của chúng. Smol dễ hòa tan trong x ng, dầu hỏa, ph n đoạn dầu nhờn.

Asphalten không hòa tan trong môi trƣờng hydrocacbon nhẹ nhƣng dễ dàng phân tán
vào benzene và tạo thành dung dịch keo.
2.1.2.

ật độ dầu và khí
*Mật độ dầu (khối lượng riêng): là một trong nh ng thông số quan trọng ảnh

hƣởng đến chất ƣợng dầu.
Mật độ dầu thƣơng ph m thƣờng dao động t 770÷970 kG/m3. húng dao động
ngay cả ở t ng mỏ vì đa số các mỏ thƣờng có các v a dầu khác nhau. Theo quy t c độ
sâu của v a sản ph m càng l n thì mật độ dầu càng giảm. Mật độ dầu phụ thuộc vào
thành phần và hàm ƣợng chung của các phần t

ƣu huỳnh và nhựa asphalten-smol

n ng. Dầu gốc paraffin có mật độ t 750÷800 kG/m3, gốc naften 820÷860 kG/m3 và
gốc thơm 86 ÷9

kG/m3.

Mật độ dầu trong quá trình khai thác, thu gom và x lý có thể thay đổi phụ
thuộc vào nhiệt độ, hàm ƣợng khí-dầu và nƣ c v a nh tƣơng hóa. Ảnh hƣởng của

nhiệt độ đến sự biến đổi mật độ dầu, đƣợc biểu diễn bằng phƣơng trình .I mende ecv


19

20  t    t  20

(2.1)

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

  0,001828  0,001320.t

(2.2)

Thể tích dầu c ng ị thay đổi khi thay đổi nhiệt độ. Khái niệm hệ số giãn nở thể
tích đƣợc đ c trƣng cho sự biến đổi thể tích tính theo nhiệt độ nhƣ sau:

t 

1  dV 


v0  dt  p

(2.3)

Trong đó:

1 là giá trị biểu diễn ƣợng t ng thể tích của vật thể, so v i thể tích của vật thể ở

t=0oC, khi có sự t ng nhiệt độ lên 1oC và p=const.
Đối v i dầu thô, đồng nhất hóa hệ số α (hệ số giãn nở nhiệt) v i hệ số β, khi đó
có thể viết:









1  t1 1  t2



(2.4)

Vì vậy, giá trị của các hệ số α và β tr ng nhau khi ở điều kiện t1=t2=0oC.
Giá trị của hệ số α cần đƣợc xác định khi tính toán bể chứa, bể l ng và các bể
chứa dầu khác ở điều kiện nhiệt độ khác nhau.
Mối quan hệ gi a thể tích dầu v i nhiệt độ nhƣ sau:

v2  v1

1   2.1t2
1   2.1t1

(2.5)

Hay gần đúng:

v2  v1 1   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 thƣờng mật độ dầu ão hòa khí đƣợc tính theo phƣơng pháp Stending và atsa:


20

 tp  120   p20   tp

(2.7)

V i các hiệu ch nh sau đ y:
Trong đó:
 tp : mật độ dầu bão hòa khí ở áp suất p và nhiệt độ t, kg/m3;
120 : mật độ dầu sau tách khí cấp I (áp suất 0,1 MPa) ở t=20oC, kg/m3;

 0 : mật độ dầu thƣơng ph m tách khí cấp cuối cùng, kg/m3;
G : hệ số khí dầu, m3/ m3;
 0 : mật độ tƣơng đối của khí (theo không khí);
k

: mật độ biểu kiến của khí, kg/m3;

 k  0,274  0,2 0

(2.8)

Đối v i nh tƣơng dầu khi đã iết độ ngậm nƣ c (φ) và độ khoáng hóa nƣ c
v a, mật độ nh đƣợc tính theo công thức:

 nh 

vd  d  vn  n
vd  vn

nh  d 1     n

(2.9)
(2.10)

Trong đó:
φ:phần tr m thể tích của pha phân tán



nh , d , n : mật độ tƣơng ứng của hệ nh

vn
,
vd  vn
tƣơng, dầu sạch và nƣ c v a, kg/m3

Đối v i nh tƣơng dầu bão hòa khí mật độ của hệ đƣợc tính theo công thức:

  nh 1  L   Lk

(2.11)

Trong đó:
và  k : mật độ nh tƣơng dầu và khí ở điều kiện áp suất và nhiệt độ trung bình
trong đƣờng ống;

 nh

L: hàm ƣợng khí thực trong đƣờng ống.


21

*Mật độ khí:
Trong thực tế mật độ tƣơng đối của khí đƣợc xác định trên 1 đơn vị mật độ
không khí sạch khô ở điều kiện ình thƣờng (t=0oC; p=1,0133.105 Pa):

t , p   mt , p  / m0

(2.12)

Trong đó:
m và m0 là khối ƣợng 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

t , p  cần phải nhân v i mật độ

không khí khô ở điều kiện ình thƣờng (1,293 kg/m3):

 t , p 

103
 0,001293 6 t , p   1, 293t , p 
10

(2.13)

Trọng ƣợng khí trong một đơn vị thể tích đƣợc tính theo công thức:

dt , p  t , p  g  1,293t , p  9,81  12,684 t , p 

(2.14)

Để quy đổi mật độ của khí t nhiệt độ này sang nhiệt độ khác, s dụng phƣơng
trình Klaiperon:
PV PV
 0 0
T
T0

2.15)

T đó suy ra:

dt , p   d 0;760

Trong đó:
P -áp suất của khí chiếm thể tích V ở nhiệt độ T;
P0 - áp suất chu n;

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

T0 P
P0 T

(2.16)


22

2.2. Ò

Y

P

TR

ĐƢỜ

Ố

Động ực học của dòng chảy một pha trong đƣờng ống đƣợc hiểu ở thời điểm
hiện tại à cả sụt áp so v i hoạt động tốc độ dòng chảy và các quá trình truyền nhiệt
cho đƣờng ống vận chuyển một pha có thể đƣợc xác định một cách đơn giản. Đồng

thời các dòng chảy của chất ỏng trong đƣờng ống à phức tạp trong suốt quá trình vận
chuyển. húng ta x t một đƣờng ống vận chuyển cả khí và ỏng, nhƣ sơ đồ trong hình
ác thông số điển hình của dòng chảy gồm có khối ƣợng ho c thể tích dòng

2.1 .

chảy, tính chất vật ý của chúng, đƣờng kính ống và góc nghiêng. Nh ng d

iệu này à

đủ cơ sở để tính toán dòng chảy một pha. Tuy nhiên, đối v i các hệ thống dòng chảy
hai pha, đòi hỏi ổ sung thêm nh ng thông tin. Điều này đƣợc mô tả trong phần tiếp
theo.

nh .1: Sơ đồ
* S trượt v s t

ng h i ph lỏng – khí trong ống

ngh n

Hình 2.2 à sơ đồ mô tả mối iên hệ gi a sự trƣợt và t c ngh n của dòng chảy
iên tục, theo đó pha khí và pha ỏng đƣợc tách ra, dƣ i dạng các dòng chảy ph n

p.

Trên hình 2.2 phần A iểu thị cho các trƣờng hợp có trạng thái không trơn trƣợt, trong
đó khí và pha ỏng di chuyển c ng một vận tốc, cụ thể à νG = νL.
Theo quy uật tự nhiên, trong điều kiện không trơn trƣợt cả hai pha di chuyển c ng
một vận tốc, sự t c ngh n của chất ỏng ằng v i tỷ ệ ƣu ƣợng thể tích của chất

ỏng v i tổng ƣu ƣợng thể tích. Trong điều kiện xảy không ra sự trƣợt, ví dụ trong
dòng đồng nhất ho c chảy ph n tán ọt, v i tốc độ dòng dung dịch cao và dòng khí
thấp. Trong điều kiện dòng chảy dạng này, pha khí đƣợc ph n tán thành các ọt nhỏ
trong chất ỏng. o tốc độ chảy của chất ỏng cao, các ọt khí chuyển động c ng pha
ỏng ở c ng một vận tốc, kết quả à không có sự trƣợt. Nhƣ vậy, đối v i trạng thái
dòng chảy này, tại vị trí t c ngh n ta có HL-λL. (the no-slip liquid holdup, namely,
HL-λL).


23

nh

: Sơ đồ mối qu n hệ giữ s trượt v s t

ngh n

ng hả

Thông thƣờng, chất khí và chất ỏng có vận tốc chuyển động khác nhau, sự
trƣợt diễn ra gi a hai pha. Việc pha khí chuyển động v i một vận tốc cao hơn pha
ỏng do ực ma sát thấp. Trên khía cạnh về tính iên tục, nếu pha khí di chuyển nhanh
hơn so pha ỏng (hình 2.2 phần ), tại vị trí diện tích m t c t ngang của ống ta thấy
pha khí giảm trong khi đó pha ỏng t ng ên. Điều này dẫn đến sự tích tụ của chất
ỏng trong đƣờng ống. Lấy ví dụ cho trƣờng hợp dòng chảy dạng ọt trong ống
th ng đứng, tốc độ của chất ỏng thấp. Trong khi đó pha khí di chuyển nhanh hơn so
v i pha ỏng, ho c có thể trƣợt qua nó,v i vận tốc v0 (vận tốc ọt nổi ên). Điều này
s dẫn đến sự t c ngh n của chất ỏng à cao (HL> λL).
Trƣờng hợp đ c iệt, đối v i dòng chảy xuống, trong điều kiện tốc độ dòng
khí rất thấp, pha ỏng có thể di chuyển nhanh hơn so v i pha khí vì ực hấp dẫn. Đối

v i trƣờng hợp này, sự tích tụ của chất ỏng à ít hơn (HL< λL).


24

2.3.

Ô

Ò

Y TR

ĐƢỜ

Ố

VÀ P Â

Sự khác iệt cơ ản gi a dòng một pha và dòng chảy hai pha khí- ỏng à sự tồn
tại của chế độ dòng chảy trong dòng chảy hai pha. ác mô hình dòng chảy gi i hạn đề
cập đến cấu hình hình học của pha khí và pha ỏng trong ống. Khi khí và dòng chất
ỏng chảy đồng thời trong ống, hai pha có thể tự ph n ố trong ống tạo nên các cấu
hình dòng chảy.
ác mô hình dòng chảy hiện tại đối v i hệ thống dòng chảy hai pha phụ thuộc
vào các yếu tố sau:
• ác thông số hoạt động, khí và tốc độ chảy của chất ỏng.
• Sự thay đổi hình học, trong đó có đƣờng kính ống và góc nghiêng.
• ác tính chất vật ý của hai pha khí và mật độ chất ỏng, độ nh t và sức c ng ề m t.
Việc xác định mô hình dòng chảy à 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 ệ thuộc vào mô
hình dòng chảy hiện tại.

ác tham số thiết kế à sự giảm áp ực, tình trạng tích chất

ỏng, nhiệt độ và các hệ số chuyển khối ƣợng, ph n ố thời gian cƣ trú, và tốc độ phản
ứng hóa học.
2.3.1. òng chảy ngang và gần ngang
ác mô hình dòng chảy có thể đƣợc ph n oại à dòng chảy ph n
ph ng và ph n

p-gợn sóng), dòng chảy iên tục.

p (phân

p-


25

Hình 2.3: Mô h nh
òng chảy ph n
pha khí thấp.

ng hả nằm ng ng v gần ng ng

p (Stratified

ow): mô hình dòng chảy này xảy ra khi t ệ

o tác dụng của ực hấp dẫn hai pha đƣợc tách ra, pha ỏng chảy ở dƣ i

c ng của đƣờng ống và pha khí ở trên.
thành phân

ác mô hình dòng chảy ph n

p-ph ng (Stratified-Smooth), và phân

trƣờng hợp ph n

p đƣợc chia

p-gợn sóng (Stratified-Wavy),

p-gợn sóng thƣờng xảy ra khi t ệ pha khí tƣơng đối cao.

òng chảy gián đoạn (Intermittent

ow), à đ c trƣng của dòng chảy thay thế

chất ỏng và khí. ác chất ỏng thể nh t có thể ngậm ọt khí, thƣờng tập trung hƣ ng
về phía trƣ c của nút và đầu của đƣờng ống. Mô hình dòng chảy gián đoạn đƣợc chia
thành mô hình nút (Slug) và ọt khí giãn nở ( ongated-Bubble-EB). ác chế độ dòng
chảy của nút và các mô hình ọt khí giãn nở có sự tƣơng đồng. Các mô hình ọt khí
giãn nở đƣợc coi à trƣờng hợp gi i hạn của dòng chảy nút. Điều này xảy ra khi hàm
ƣợng pha khí ở mức tƣơng đối thấp.
òng chảy hình khuyên (Annu ar

ow): xảy ra khi hàm ƣợng khí rất cao. Ở

lõi thƣờng có pha khí chuyển động v i vận tốc cao, tại đ y có thể ao gồm nh ng giọt