Nghiên cứu đánh giá khả năng vận chuyển dầu của đường ống và ảnh hưởng của nó đến điều kiện làm việc của trạm bơm đẩy tại khu vực nam mỏ rồng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

NGUYỄN THANH TUẤN

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG VẬN CHUYỂN DẦU CỦA
ĐƯỜNG ỐNG VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA NÓ ĐẾN ĐIỀU KIỆN LÀM VIỆC
CỦA TRẠM BƠM ĐẨY TẠI KHU VỰC NAM MỎ RỒNG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI - 2012


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

NGUYỄN THANH TUẤN

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG VẬN CHUYỂN DẦU CỦA
ĐƯỜNG ỐNG VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA NÓ ĐẾN ĐIỀU KIỆN LÀM VIỆC
CỦA TRẠM BƠM ĐẨY TẠI KHU VỰC NAM MỎ RỒNG

Chuyên ngành: Kỹ thuật máy và thiết bị mỏ, dầu khí
Mã: 60.52.12

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

TS. NGUYỄN VĂN GIÁP

HÀ NỘI - 2012


1

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan Bản luận văn thạc sỹ kỹ thuật này là cơng trình
nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý
thuyết và thực tiễn sản xuất và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Nguyễn
Văn Giáp.
Các số liệu, cở sở tính tốn và những kết quả trong luận văn là trung
thực, giải pháp nghiên cứu xuất phát từ q trình nghiên cứu, phân tích tài
liệu thực tiễn trong lĩnh vực cơng nghiệp dầu khí và chưa từng được cơng bố
dưới bất cứ hình thức nào.
Một lần nữa, tơi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên.
Tác giả

Nguyễn Thanh Tuấn


2

MỤC LỤC
Trang
Lời cam đoan

01

Mục lục

02

Danh mục các bảng biểu

05

Danh mục các hình vẽ

07

MỞ ĐẦU

08

CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC - THU
GOM – VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH CHẤT DẦU TẠI KHU VỰC

11

NAM MỎ RỒNG
1.1. Vị trí và đặc điểm khu vực mỏ Rồng

11

1.1.1. Vị trí địa lý

11

1.1.2. Đặc điểm hải dương học của khu vực mỏ Rồng

11

1.1.3. Tiềm năng thương mại và trữ lượng

12

1.2. Tình hình khai thác – vận chuyển dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng

12

1.3. Đặc điểm và tính chất của dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng

16

1.3.1. Thành phần hố học

16

1.3.2. Tính chất vật lý

17

1.3.3. Tính lưu biến của dầu thơ khu vực Nam mỏ Rồng

24

1.3.4. Các chỉ tiêu đặc tính hố lý dầu thơ khu vực Nam mỏ Rồng

25

1.3.5. Tính lưu biến dầu thô ở khu vực Nam mỏ Rồng

28

CHƯƠNG 2 - NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG LÀM VIỆC
CỦA ĐƯỜNG ỐNG DẪN DẦU TẠI KHU VỰC NAM MỎ RỒNG
2.1. Tình trạng làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu tại khu
vực Nam mỏ Rồng

30

30


3

2.2. Những khó khăn trong vận chuyển dầu nhiều parafin có độ nhớt
cao trên hệ thống đường ống dẫn dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng
2.3. Những giải pháp cải thiện điều kiện làm việc của đường ống dẫn
dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng để nâng cao khả năng vận chuyển

33

36

2.3.1. Giải pháp xử lý dầu nhiều parafin

36

2.3.1.1. Tổng quan về hiện tượng lắng đọng parafin

37

2.3.1.2. Xử lý bằng hố phẩm hạ nhiệt độ đơng kết hợp với gia nhiệt

41

2.3.1.3. Xử lý bằng dung môi

47

2.3.1.4. Xử lý nhiệt dầu nhiều paraffin

49

2.3.2. Giải pháp bơm chuyển dầu cùng với nước

50

2.3.3. Bơm chuyển dầu bão hịa khí

51

CHƯƠNG 3 - ẢNH HƯỞNG CỦA CÔNG TÁC VẬN CHUYỂN
DẦU ĐẾN CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA TRẠM BƠM ĐẨY Ở KHU

53

VỰC NAM MỎ RỒNG

3.1. Đặc điểm vận chuyển sản phẩm khai thác dầu bằng máy bơm ly
tâm
3.2. Ảnh hưởng của chất được bơm đến đặc tính làm việc của máy
bơm ly tâm

53

56

3.2.1. Ảnh hưởng của chất lỏng bơm là dầu nhiều parafin độ nhớt cao

56

3.2.2. Ảnh hưởng của chất lỏng bơm là hỗn hợp dầu – khí

58

3.3. Phân tích, đánh giá kết quả làm việc của máy bơm NPS 65/35500 dùng trong công tác vận chuyển dầu tại giàn RC2 -RP3 khu vực

61

Nam mỏ Rồng
3.3.1. Đối tượng và mục đích thực nghiệm

61

3.3.2. Thiết bị đo sử dụng

63

4

3.3.3. Tiến trình thực nghiệm xây dựng đặc tính H = f(Q), N = f(Q), η
= f(Q)

65

3.4. Giải pháp nâng cao khả năng vận chuyển dầu bằng phương pháp
ghép thêm trạm bơm đẩy song song với trạm bơm đang làm việc trên

75

giàn RP3
3.4.1. Xác định hệ số cải thiện chế độ lưu lượng vận chuyển khi ghép
bơm song song ξ
3.4.2. Xây dựng đường đặc tính làm việc của hệ thống sau khi thực
hiện ghép bơm song song

75

77

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

80

TÀI LIỆU THAM KHẢO

82

5

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG LUẬN VĂN
STT

SỐ HIỆU

TÊN BẢNG

TRANG

Một số hydrocacbon hiện diện trong chất

16

BẢNG
01

1.1

lắng đọng
02

1.2

Đặc điểm khối lượng riêng dầu mỏ Rồng

18

03

1.3

Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon

23

04

1.4

Một số chỉ tiêu trung bình cơ bản của dầu

27

Nam mỏ Rồng
05

1.5

Các thông số đặc trưng dầu thô Nam mỏ

28

Rồng
06

2.1

Thông số thiết kế của tuyến RC2 – RP1

32

07

2.2

Kết quả hạ nhiêt độ đông đặc dầu tại RC2

46

ở 500C khi xử lý nhiệt và phụ gia
08

3.1

Số lượng và sự phân bố các máy bơm ly

53

tâm vận chuyển dầu ở mỏ Rồng và mỏ
Bạch Hổ
09

3.2

Thông số kỹ thuật của một số loại máy

54

bơm ly tâm vận chuyển dầu đang sử dụng
tại mỏ Rồng.
10

3.3

Đặc tính kỹ thuật của máy bơm NPS

62

65/35-500
11

3.4

Kết quả thực nghiệm máy bơm NPS
65/35-500 với dầu thô tại giàn RC2-RP3
đo được trong điều kiện nhiệt độ dầu là

68


6

50 o C

12

3.5

Hệ số tốn thất qua đoạn ống cong

71

13

3.6

Hệ số tổn thất phin lọc

71

14

3.7

Hệ số tổn thất của van trục nghiêng

71

15

3.8

Kết quả thực nghiệm khảo sát đặc tính

74

mạng dẫn của tuyến ống từ RC2-RP3 đến
RP1 Hmd=f(Q)


7

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG LUẬN VĂN

STT

SỐ HÌNH VẼ

01

1.1

02

3.1

03

3.2

TÊN HÌNH VẼ
Sơ đồ tổng thể mỏ Rồng

16

Sơ đồ hệ thống vận chuyển dầu thô trên

55

giàn khai thác
Sơ đồ hệ thống thử đặc tính làm việc của

3.3

63

máy bơm ly tâm trên giàn khai thác dầu
Đường đặc tính H = f(Q), N = f(Q), η =

04

TRANG

68

f(Q) của máy bơm ly tâm NPS 65/35-500
với dầu thô tại giàn RC2-RP3 trong điều
kiện p bt = 2,4 bar

05
06

3.4
3.5

Đường đặc tính mạng dẫn H md=f(Q)

74

Đường đặc tính H * = f(Q) và điểm làm

78

việc A2


8

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của luận văn
Cơng nghiệp dầu khí Việt Nam là cơng nghiệp năng lượng quan trọng
nhất góp phần thúc đẩy các ngành cơng nghiệp khác cùng phát triển và tạo
nền tảng vững chắc đưa đất nước Việt Nam vững bước trên con đường CNH HDH đất nước.
Đối với ngành Cơng nghiệp Dầu khí, việc vận chuyển các sản phẩm
khai thác từ trên mặt đất (miệng giếng) đến các điểm cất chứa sản phẩm
thương mại được thực hiện bằng hệ thống đường ống vận chuyển và trạm
bơm đẩy. Hệ thống đường ống dẫn dầu khí tại khu vực mỏ Rồng được hoàn
thành và đưa vào sử dụng cũng nhằm mục đích nâng cao hiệu quả khai thác
và vận chuyển dầu – khí của mỏ và các mỏ lân cận về các giàn công nghệ
trung tâm để xử lý. Tuy nhiên, công tác xử lý và vận chuyển dầu là một lĩnh
vực rất rộng, công nghệ ngày càng được hồn thiện. Vì vậy, tác giả lựa chọn
luận văn với đề tài:“Nghiên cứu đánh giá khả năng vận chuyển dầu của đường
ống và ảnh hưởng của nó đến điều kiện làm việc của trạm bơm đẩy tại khu
vực Nam mỏ Rồng’’ là xuất phát từ thực tế rất cần thiết để nâng cao hiệu quả
làm việc của hệ thống vận chuyển dầu.
2. Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu là thành phần dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng,
hệ thống đường ống dẫn dầu từ giàn RC2 – RP3 đến giàn RP1 và trạm bơm
đẩy trên giàn RP3.
3. Mục đích của luận văn
Dựa trên những đánh giá cụ thể về thành phần dầu ở khu vực Nam mỏ
Rồng, tình trạng làm việc của đường ống dẫn dầu và những ảnh hưởng của nó
đến chế độ làm việc của trạm bơm đẩy. Từ đó tìm ra những biện pháp tối ưu


9

cho việc xử lý, vận chuyển dầu để nâng cao hiệu quả làm việc của hệ thống
vận chuyển dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng.
4. Nhiệm vụ của luận văn
- Khảo sát tình hình cơng tác vận chuyển dầu bằng đường ống tại khu
vực Nam mỏ Rồng để xác định các yếu tố gây khó khăn cho cơng tác bơm
vận chuyển dầu.
- Nghiên cứu đánh giá khả năng vận chuyển dầu bằng đường ống tại
khu vực Nam mỏ Rồng. Từ đó kết hợp giữa lý thuyết và kinh nghiệm thực tế
để đề xuất giải pháp nâng cao khả năng vận chuyển dầu tại khu vực Nam mỏ
Rồng.
- Trên cơ sở thực tế, từ các số liệu thực nghiệm có được, bản luận văn
đề xuất những giải pháp kỹ thuật nhằm nâng cao hiệu quả làm việc của trạm
bơm đẩy trên giàn.
5. Phương pháp nghiên cứu
Thu thập tài liệu, phân tích, đánh giá về thành phần dầu tại khu vực
Nam mỏ Rồng. Phân tích các phương pháp và số liệu nghiên cứu cụ thể hiện
tại đang áp dụng.
Đánh giá tính khả thi và hiệu quả của các phương pháp đang áp dụng
đối với việc xử lý và vận chuyển dầu. Đề ra giải pháp phù hợp với điều kiện

thực tế của đối tượng nghiên cứu.
Phương pháp chuyên gia: Xin ý kiến góp ý của giáo viên hướng dẫn,
các nhà khoa học, các đồng nghiệp về các vấn đề trong nội dung luận văn.
6. Ý nghĩa khoa học vào thực tiễn
a/ Ý nghĩa khoa học: Kết quả nghiên cứu khoa học của đề tài không
những phục vụ việc nâng cao khả năng vận chuyển dầu bằng đường ống và
hiệu quả làm việc của trạm bơm đẩy cho các giàn trên khu vực Nam mỏ Rồng
mà còn là cơ sở để áp dụng cho các khu vực khác có điều kiện tương đương.


10

b/ Ý nghĩa thực tiễn: Việc đánh giá khả năng vận chuyển dầu của đường ống
và những ảnh hưởng của nó đến điều kiện làm việc của trạm bơm đẩy là một
yêu cầu cấp thiết từ thực tế nên đề tài có ý nghĩa trực tiếp với thực tế sản xuất.
7. Cấu trúc của luận văn
Cấu trúc luận văn gồm phần mở đầu và 3 chương với nội dung chính
như sau:
Chương 1: Tổng quan về tình hình khai thác – vận chuyển và tính chất
dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng.
Chương 2: Nghiên cứu đánh giá khả năng làm việc của đường ống dẫn
dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng.
Chương 3: Ảnh hưởng của công tác vận chuyển dầu đến chế độ làm
việc của trạm bơm đẩy ở khu vực Nam mỏ Rồng.


11

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC – VẬN CHUYỂN VÀ

TÍNH CHẤT DẦU TẠI KHU VỰC NAM MỎ RỒNG
1.1. Vị trí và đặc điểm khu vực mỏ Rồng
1.1.2. Vị trí địa lý
Mỏ Rồng nằm ở lơ 15-2 trên Biển Đơng, thềm lục địa phía nam Việt
Nam thuộc vùng biển Đơng Nam Bộ. Địa hình đáy biển tương đối bằng
phẳng, trầm tích phổ biến là cát có lẫn bùn, một ít đá cuội và vỏ sò. Mỏ Rồng
cách mỏ Bạch Hổ 30 km về hướng Tây Nam và cách cảng Vũng Tàu 120 km.
Mực nước biển tại khu vực này khơng sâu, trung bình khoảng 40-50 m.
Mỏ Rồng thuộc bồn trũng Cửu Long, đây là một trong những bồn trũng
mà một số mỏ dầu khác đã được phát hiện như: Rạng Đông, Phương Đông,
Ruby (Hồng Ngọc ), Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Sư Tử Vàng…
Ngày 21/06/1985 dịng dầu cơng nghiệp đầu tiên được phát hiện tại mỏ
Rồng và mỏ Rồng được đưa vào khai thác từ 11/12/1994. Đây là mỏ thứ 3
của Việt Nam được đưa vào khai thác sau mỏ Bạch Hổ và Đại Hùng.
1.1.2. Đặc điểm hải dương học của khu vực mỏ Rồng
Hải dương học của khu vực mỏ Rồng mang đặc tính của khu vực biển
Đông Nam Bộ. Cho nên chế độ triều của khu vực là sự pha trộn giữa chế độ
nhật triều và bán nhật triều, trong đó chế độ nhật triều chiếm ưu thế hơn.
Dòng chảy trong khu vực chịu tác động của nhiều yếu tố như chế độ
triều, dịng tuần hồn . . . Tuy nhiên dịng chảy chính phần lớn phụ thuộc vào
chế độ gió mùa trong khu vực. Vào mùa gió đơng bắc từ tháng 11 đến tháng 3
năm sau, dịng chảy chính theo hướng Nam đến Tây Nam. Tốc độ dòng chảy
khoảng 0,75 – 1,75 m/s. Vào mùa gió Tây Nam (từ tháng 5 đến tháng 9),
dịng chảy chính có chiều ngược lại theo hướng Bắc đến Đơng Bắc, tốc độ
dòng chảy khoảng 1-1,5 m/s.


12

1.1.3. Tiềm năng thương mại và trữ lượng

Sản lượng khai thác dầu hiện nay ở mỏ Rồng trung bình đạt 15 ngàn
thùng dầu/ngày đêm. Tổng sản lượng dầu hiện nay của Việt Nam đang ở mức
150 ngàn thùng dầu/ngày đêm. Trong đó khoảng 130 ngàn thùng từ bồn trũng
Cửu Long và 20 ngàn thùng từ bồn trũng Nam Côn Sơn. Tiềm năng sản lượng
phụ thuộc vào một loạt các yếu tố khác như :
- Thời gian và các giai đoạn của việc khai thác.
- Chính sách và các quy chế của chính phủ.
- Mức độ đầu tư và việc quản lý sản lượng.
Điểm đầu tiên cần nhấn mạnh là phải hiểu biết đầy đủ về sản lượng “cơ
bản” hiện nay của đất nước và xu hướng về vai trò của nó trong tương lai như
thế nào. Điều này sẽ có ảnh hưởng quyết định đến mức độ sản lượng mới cần
được khai thác.
Một điểm nữa cũng cần được sáng tỏ là phải quản lý thơng qua các
chính sách của chính phủ, tức là phải nắm được phương thức và thời điểm
khai thác sản lượng mới, tuỳ thuộc vào đường lối chính sách trong từng giai
đoạn khác nhau. Có thể sẽ có các cách thức thúc đẩy ngành cơng nghiệp nhằm
đưa sản lượng cao hơn hoặc sớm hơn hoặc thậm chí vừa cao vừa sớm. Ngược
lại những trì hỗn có thể xảy ra nếu thiếu cân bằng trong hoạt động thăm dị
đánh giá, chính nó sẽ đưa ra những giải pháp cải tiến để duy trì sản lượng dầu
và khí trong tương lai.
Do đó việc đánh giá trữ lượng và tiềm năng khơng thể chính xác cho
một khu mỏ nhất định. Ngoài ra đây là khu vực “nhạy cảm” cho nên số liệu
chỉ mang tính chất lý thuyết.Việc giao thơng giữa mỏ và đất liền để tiếp tế
lương thực vât tư có khi gặp trở ngại khó khăn vì thời tiết biến động gió to
sóng cả.
1.2. Tình hình khai thác – vận chuyển dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng


13

Mỏ Rồng được Liên doanh Vietsovpetro tiến hành khoan và khai thác
hơn 28 năm, hiện nay sản lượng dầu khai thác đang giảm dần. Hiện tại ở mỏ
Rồng, các thiết bị máy móc được đầu tư chưa sử dụng hết công suất theo như
thiết kế. Để tận dụng nguồn năng lực sản xuất, tiết kiệm tối đa chi phí phải bỏ
ra mà vẫn đảm bảo khai thác một cách hiệu quả nhất, VRJ và Vietsovpetro đã
chủ trương hợp nhất mỏ. Chủ trương kết nối mỏ Đồi Mồi (trên khu vực Nam
mỏ Rồng)trên lô 09-3 vào hệ thống khai thác liên hoàn của Vietsovpetro và
lấy tên là “Nam Rồng - Đồi Mồi” là một chủ trương đúng đắn. Ngày
8/12/2006, các bên đã ký kết thỏa thuận tiền hợp nhất mỏ. Tiếp sau đó là tiến
hành các thỏa thuận như: Thỏa thuận phát triển chung, điều hành chung, vận
hành mỏ, đo đạc và phân chia sản phẩm, thỏa thuận bốc dầu, đánh giá trữ
lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử và xây dựng cơng trình mỏ…
Ngay sau khi ký kết thỏa thuận tiền hợp nhất mỏ, ngày 8/1/2008, tổ hợp
các bên tham gia triển khai lập dự án khai thác sớm, lên phương án, kế hoạch,
tiến hành thiết kế, chế tạo, lắp đặt....Vietsovpetro đã tiến hành xây dựng 2
giàn khoan khai thác RC-2 kết nối với RP3 và RC-DM, cải hoán giàn RP-1,
xây dựng lắp đặt hệ thống đường ống ngầm, mua sắm, lắp đặt hệ thống công
nghệ thượng tầng, khoan và hoàn thiện 10 giếng khai thác.
Đầu năm 2010, 5 giếng của Vietsovpetro trên RC2 cũng hoàn thành
theo đúng kế hoạch đã đặt ra và đi vào khai thác. Kết hợp với 2 giếng đang
khai thác trên giàn RP-3 trước đây thì sau khi kết nối RC2 với RP3, trên khu
vực này hiện có tất cả 7 giếng khai thác với lưu lượng đạt lớn nhất vào năm
2011 là trung bình khoảng 1700 tấn/ngàyđêm. Hàm lượng nước khơng đáng
kể (dưới 1 %). Sản phẩm khai thác của 7 giếng sẽ được xử lí bằng hố phẩm
giảm nhiệt độ đơng đặc. Sau đó dầu sẽ được bơm vận chuyển về giàn RP1
bằng đường ống ngầm dưới biển (tuyến RC2 – RP1). Trên RP-1, hỗn hợp dầu


14

đã tách khí của RP-1 và RP3 & RC-2 được bơm về UBN-1 mỏ Bạch hổ theo
hệ thống đường ống: RP-1=>UBN-3=>RC-1=>БТ-7=>CTP-2=> UBN-1.


15

Hình 1.1. Sơ đồ tổng thể mỏ Rồng (bản A3)


16

1.3. Đặc điểm và tính chất của dầu tại khu vực Nam mỏ Rồng
1.3.1. Thành phần hố học
Dầu thơ ở Nam mỏ Rồng là hỗn hợp của các hydrocacbon có số cacbon
như sau:
Từ C1 đến C5 ở dạng khí
Từ C6 đến C8 là chất lỏng có nhiệt độ sơi thấp
Tư C9 đến C12 là các chất lỏng có nhiệt độ sơi cao
Từ C13 đến C18 là các chất lỏng có nhiệt độ sôi rất cao
Từ C17 đến C71 là những parafin rắn có độ cứng khá cao ở nhiệt độ
thường và nhiệt độ nóng chảy cao.
Trong dầu thơ ở đây có một số thành phần dễ đơng đặc gây khó khăn
trong vận chuyển là:

 Parafin: Các xerezin có số cacbon từ C17 đến C71
Những hydrocacbon có số cacbon từ C40 trở lên là những parafin rắn có
khối lượng phân tử cao, dễ dàng tách ra khỏi dầu khi ở nhiệt độ thấp,
kết tinh và bám vào các đường ống dẫn, ống khai thác, ống vận chuyển
gây hiện tượng lắng đọng làm tắc nghẽn dịng chảy. Ngồi thành phần
parafin cịn hiện diện một số hydrocacbon có số các bon nhỏ hơn C 17

trong chất lắng đọng ở nhiệt độ thấp C15,C16 ( xem bảng 1.1)
Bảng 1.1. Một số hydrocacbon hiện diện trong chất lắng đọng
Số carbon

Điểm nóng chảy (o C )

Pentadecan

C15

10

Hexadecan

C16

20

Octadecan

C18

28

Eicosan

C20

38

17

Tetracosan

C24

51

Triacotan

C30

69

Pentatriacotan

C35

75

- Nhựa và asphalten: Đây là những hợp chất chiếm một lượng không
đáng kể trong dầu thô nhưng là những thành phần rất quan trọng quyết định
tính chất của dầu. Dầu thơ chứa nhiều nhựa và asphalten thường có độ nhớt
cao và tuy dầu có điểm đơng đặc khơng cao nhưng những chất lắng đọng lại
bám dính, rất khó xử lý. Ở điều kiện bình thường, hàm lượng nhựa và
asphalten càng cao thì tỷ trọng và độ nhớt của dầu càng cao.
1.3.2. Tính chất vật lý
1. Khối lượng riêng (khối lượng thể tích)
Khối lượng riêng của dầu thơ là khối lượng của một đơn vị thể tích dầu

thơ ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cho trước. Ký hiệu là 0.
Trong phịng thí nghiệm xác định 0 theo cơng thức:
o 

m
V

(1.1)

Trong đó: m là khối lượng (kg); V là thể tích ( m3 );
Đơn vị: kg/m3 (đơn vị chuẩn) ; lb/cuft
Khối lượng riêng của dầu thô phụ thuộc vào nhiệt độ và có thể xác định
theo cơng thức D.I Mendeleev:



20



 (1   )(t  20)
t

o

Với  o là hệ số giãn nở nhiệt của dầu trong điều kiện đẳng áp
 o  103.2,638.(1,169   o( 20) .103 )

Nếu 780   0( 20)  860 kg/m3
 o  10 3.1,97.(1,272   o( 20) .10 3 )

(1.2)


18

Bên cạnh đó khối lượng riêng là một trong những tiêu chí dùng để phân
loại dầu thơ:
3)
 < 820 (kg/m

Dầu nhẹ :

0

Dầu trung bình : 820 < ρo ≤ 880 (kg/m3)
Dầu nặng :  0 > 880 (kg/m3)
Bảng 1.2 Đặc điểm khối lượng riêng dầu mỏ Rồng
Các tầng sản phẩm
Mioxen dưới

Loại dầu
Dầu nhẹ
Dầu trung bình

Tầng móng

Dầu nặng
Dầu nhẹ

Khối lượng riêng
ở 20oC (kg/m3)
820 _ 861
862 – 866
908 – 914
847 - 852

2. Tỷ trọng
Tỷ trọng của dầu thô là tỉ số giữa khối lượng riêng của dầu thô so với
khối lượng riêng của nước ở cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.
Ký hiệu:


với



O

O






O

(1.3)

W

3
 : Khối lượng riêng của dầu thô (kg/m )
O



W

: Khối lượng riêng của nước (kg/m3)

Ngồi ra trong cơng nghiệp dầu khí người ta thường xác định tỷ trọng
của dầu theo oAPI
O

API 

141,5
 131,5
 60 o F

(1.4)


19

với  60 F : Tỷ trọng của dầu thô ở 60oF. Tỷ trọng này tính ở điều
o

kiện nhiệt độ 60 oF và 14.7 psia là điều kiện chuẩn hệ Anh – Mỹ.
Để phân loại dầu thô người ta cũng thường sử dụng oAPI :
Dầu nhẹ : oAPI ≥ 47
Dầu nặng : oAPI ≤ 30
Từ những phân tích đã cho thấy dầu mỏ Rồng thuộc loại từ nhẹ đến
nặng.
3. Độ nhớt
Độ nhớt (hệ số nhớt) của dầu là đại lượng vật lý đặc trưng cho sức cản
chống lại sự chuyển động của dầu thơ. Hay nói cách khác dầu khơng chịu
được lực cắt nên khi xuất hiện lực này nó sẽ chảy ra và xuất hiện lực ma sát
nội tại. Trong nghiên cứu tính lưu biến thì thành phần này cực kỳ quan trọng,
nó quyết định khả năng vận chuyển của dầu trong đường ống và trong mọi
trường hợp người ta cố gắng hạ độ nhớt của dầu càng nhiều càng tốt.
Trong công tác vận chuyển dầu, chúng ta quan tâm đến hai loại độ nhớt
là độ nhớt động học và độ nhớt động lực học, ký hiệu như sau:
µo : Độ nhớt động lực

Pa.s hay cp

: Độ nhớt động học

cm2/s hay cSt

v

0

1 cSt = 0,01 cm2/s = 0,01.10-4 m2 /s =10-6 m2 /s
1 cp = 1 mPa.s
Quan hệ giữa độ nhớt động học và độ nhớt động lực:

µo =  0



( 1.5)

0

Một số cơng thức dùng để tính độ nhớt động lực của dầu thô ở điều
kiện tiêu chuẩn:
- Nếu

845 <  o ( 20 C ) < 924 (kg/m3) thì ta có:
o


20

 0,685.o2 

 0 200C  103.833   2 
o 


- Nếu

2

(1.6)

 o ( 20 o C ) < 845 (kg/m3) thì:
 0,456. 2 
 0 200C   103.833  o 2 
o 


2

(1.7)

4. Tỷ số khí dầu
Tỷ số khí dầu là tỷ số giữa lượng khí tách ra trên bề mặt so với lượng
dầu thơ cịn lại trong bể chứa.
Ký hiệu: RS
Đơn vị: m3/m3 hay SCF/STB
Dầu mỏ Rồng và Bạch Hổ: Rs = 30 m3 /1m3
5. Hệ số giản nở nhiệt đẳng áp của dầu thô
Hệ số giản nở của dầu thô là sự thay đổi thể tích của dầu thơ khi nhiệt độ
thay đổi ở áp suất không đổi (đẳng áp).
Ký hiệu:  0
Đơn vị: 1/oC


hoặc



O



O



1  dV 
.

V  dT  P

1  d O 
.

 O  dT  P

(1.8)
(1.9)

Hệ số giãn nở nhiệt đẳng áp của dầu thô Nam mỏ Rồng cũng nằm
trong giới hạn này.
6. Sức căng bề mặt
Sức căng bề mặt của chất lỏng là sự mất cân bằng phát sinh do chênh
lệch giữa các lực hút phân tử trên bề mặt phân cách giữa 2 pha.
Sức căng bề mặt càng lớn thì khí thốt ra càng ít.


21

Ký hiệu:  o
Đơn vị: dynes/ cm hay N/m

1 dynes /cm = 10 -5 N/m



 P ch .   
0
g

 0 
M




4

(tài liêu tham khảo số 1)

(1.10)




với Pch : Thông số Parachor



0

: Khối lượng riêng của dầu thô (chất lỏng) (kg/m3)

 g : Khối lượng riêng của khí

(kg/m3)

M : Khối lượng phân tử của khí

(kg/kmol)

7. Nhiệt dung riêng
Nhiệt dung riêng của dầu thô là lượng nhiệt cần thiết để nung nóng 1
kg dầu thơ lên 1 oC.
Ký hiệu : Co
Đơn vị : J /kgoC
Công thức Crego :

C

0

1







. 1,687  3,39.10 3.t



(1.11)

0

với t: Nhiệt độ của dầu thô (oC)
Nếu xét đến ảnh hưởng của parafin lên nhiệt dung riêng của dầu thơ mỏ
Bạch Hổ và Rồng, ta có:

C

P



31,51.1677,5  3,39t 



0

20 C

với

(1.12)

.1 P  P.cPa

P : Hàm lượng parafin (%)
o

3

 20O C : Khối lượng riêng của dầu thô ở 20 C (kg/m )

CPa : Nhiệt dung riêng của parafin (J /kgoC)


22

CPa = 2720 (J /kgoC)
Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên nhiệt dung riêng của dầu thô mỏ
Bạch Hổ và Rồng, ta có:
C = (1 – W). CP + W.CW

(1.13)

w : Hàm lượng nước (%)

với

Cw: Nhiệt dung riêng của nước (J /kgoC)
Cw = 4200 (J /kgoC)
8. Độ dẫn nhiệt
Độ dẫn nhiệt của dầu là khả năng truyền nhiệt do dao động của các
phần tử mà khơng có sự dịch chuyển của các phân tử.
Ký hiệu : O
Đơn vị

: W/m oC



0

3

156.6.1  0.47.10





.t  273


(1.14)

0

20

C

Nếu xét đến ảnh hưởng của parafin lên độ dẫn nhiệt của dầu thơ, ta có
độ dẫn nhiệt của chất lưu tổng thể là:



p

 0





. 2. 0   Pa  2. p.0   Pa



2.  0   Pa  p. 0   pa



(1.15)

với  pa : độ dẫn nhiệt của parafin (W/m oC)
o

 pa = 2,5 (W/m C)

Nếu xét đến ảnh hưởng của nước lên độ dẫn nhiệt của dầu thô, ta có:

  1  W . P  W . w
với w : Độ dẫn nhiệt của nước (W/m oC)
w = 0,62 (W/m oC)
9. Nhiệt độ đông đặc

(1.16)


23

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ mà tại đó dầu thơ bắt đầu
xuất hiện sự kết tinh parafin và dầu thô trở nên đặc. Dưới nhiệt độ này dầu thơ
mất tính linh động và khả năng chảy.
Bảng 1.3. Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon
Số nguyên tử

Nhiệt độ kết

Số nguyên tử

Nhiệt độ kết

cacbon

tinh(oC)

cacbon

tinh (oC)

16

18

20

37

17

22

23

50

18

28

25

54

19

35

27

58

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô ở Nam mỏ Rồng cũng giống như dầu
mỏ khác, phụ thuộc vào thành phần các hydrocacbon, các chất keo nhựa, hàm

lượng parafin . . . Ngoài ra tỉ lệ giữa parafin và asphalten sẽ quyết định đến
nhiệt độ đông đặc của dầu. Nhiệt độ kết tinh của một số hydrocacbon no
tăng theo số nguyên tử cacbon, số nguyên tử cacbon càng lớn thì nhiệt độ
kết tinh càng cao và ngược lại.
Nhìn chung dầu thơ ở khu vực Nam mỏ Rồng có nhiệt độ đơng đặc
và độ nhớt cao hơn dầu mỏ Bạch Hổ, do chứa nhiều các hợp chất keo
nhựa hơn dầu thô khai thác ở mỏ Bạch Hổ.
1.3.3. Tính lưu biến của dầu thơ khu vực Nam mỏ Rồng
Tính chất của chất lỏng thể hiện qua độ nhớt có liên quan đến sự chảy
của nó. Quan hệ này được xem là tính lưu biến của chất lỏng. Vậy đặc tính
phụ thuộc dịng chảy theo ứng suất trượt giữa các lớp chất lỏng và độ nhớt gọi
là tính lưu biến của chất lỏng. Nói cách khác, sự phụ thuộc độ nhớt của dầu
thô vào sự biến đổi gradien vận tốc và ứng suất trượt giữa các lớp gọi là tính
lưu biến của dầu thơ.