BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRUONG DAI HOC MO - DIA CHAT
BUI SI MINH
DO AN TOT NGHIEP
DE TAI:
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP THU GOM VAN CHUYEN HON HGP DAU KHi BANG DUONG ONG G KHU VUC MO NAM RONG - DOI MOI
HA NOI, 6-2010
Trang 2TRƯỜNG ĐẠI HỌC MÓ - ĐỊA CHÁT BÙI SĨ MINH LỚP: THIẾT BỊ DẦU KHÍ K50 CQ HÀ NỘI ĐỎ ÁN TÓT NGHIỆP DE TAI:
NGHIEN CUU GIAI PHAP THU GOM VAN CHUYEN HON HOP DAU KHÍ BẰNG DUONG ONG G KHU VUC MO NAM RONG - DOI MOI
GIAO VIEN HUGNG DAN GIAO VIEN CHAM
THS NGUYEN VAN THINH
HÀ NỘI, 6-2010
Trang 3MỤC LỤC
Lời nói đầu _ c.E Sàn 1 CHUONG 1: TONG QUAN VE CONG TAC THU GOM VAN
CHUYEN DAU KHi BANG DUONG ÓNG _ 3
1.1 Tình hình khai thác đầu khí hiện nay ở Việt Nam 3 1.2 Sự phát triển đường ống dẫn dầu và khí ở Việt Nam 3
1.3 Tình hình khai thác tại mỏ Nam Rồng - Đồi Môi — Š 1.4 Sơ đồ thu gom dầu khí c cece cece esse eee eetsesssesees § 1.4.1 Yêu cầu, nhiệm vụ của hệ thống . 8 1.4.2 Sơ đồ thu gom hở 222 2222211111111 111 1111111111535 221xe §
1.4.3 Sơ đồ thu gom kín c2 S22 SSS S1 SE SE 1E ererreeree 9 1.4.4 Sơ đồ thu gom trên biển +++2 22 seeesees 10
CHƯƠNG 2: TÍNH TỐN THỦY LỰC ĐƯỜNG ÓNG VẬN CHUYEN HÕN HỢP DẦU KHÍ _ 12 2.1 Các cấu trúc của hỗn hợp khí lỏng -cc c2 cccc*‡*2ssscse2 12 2.1.1 Câu trúc bỌt - - 2.22222211115511 11 11111111 14 2.1.2 Cấu trúc phân lớp C22222 125 11111111 14 2.1.3 Câu trúc đạng sóng 2222221199991 E SE 14 2.1.4 Cấu trúc đạng nút ccc c2 2222222122222 14 2.1.5 Cầu trúc nút phân tán 2 222222222122 E1 11551 ggre 14 2.1.6 Cấu trúc màng phân tán - ¿+21 S122 **2222 2221111 222 16 2.1.7 Câu trúc nhũ tương - -ccccc c1 1 111111111111 111122211 16 2.2 Tính toán thủy lực ống dẫn hỗn hợp dầu khí . 18 2.2.1 Ranh giới cấu trÚC S22 222222111 n nhe 18
2.2.2 Cấu trúc nút và vành khăn - + 2-2 S222 1£ ££+ssecsee 20
2.2.3 Cầu trúc phân lớp 22 S1 TS SSS SE SE TS Hee 22
2.2.4 Xác định hàm lượng khí thực 23
CHUONG 3: GIẢI PHÁP THU GOM VẬN CHUYEN
HON HOP DAU KHi KHU VUC MO NAM RONG - DOI MOI 25
3.1 Giải pháp thu gom vận chuyền hỗn hợp dầu khí khu vực
Đông nam mỏ Rồng 222 2S S SE SE ke 25
Trang 4
3.2 Giải pháp hợp lý để thu gom vận chuyền hỗn hợp dầu khí ở khu
vực mỏ Nam Rồng - Đồi Môi
3.2.1 Tính cấp thiết trong việc thu gom hỗn hợp dâu khí ở khu vực
mỏ Nam Rồng - Đổi MỖI .- 2Q QQ Q2 S22 2222222512222 xe
3.2.2 Các phương án thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực Nam Rồng
3.2.2.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành
3.2.2.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành .-
3.2.3 Tính toán nhiệt thủy lực cho các phương án vận chuyến
3.2.3.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành
3.2.3.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành 3.2.4 Kết luận và kiến nghị cho phần thu gom và vận chuyền sản phẩm CHƯƠNG 4: CÁC SỰ CÓ THƯỜNG GẶP TRONG QUÁ TRÌNH VAN CHUYEN DAU KHi VA BIEN PHAP KHAC PHUC 4.1 Lang dong parafin 4.2 Lang dong mudi
4.3 Sự hình thành các nút trong ống dẫn khí -2¿
4.4 Han rỉ, ăn mòn đường ống ¿2© x+£x+2xxrrrrerreee CHUONG 5: BAO VE VA CHONG AN MON CHO HE THONG DUONG ONG 5.1 Phân loại ăn MON oo cece ccecsceseeseesceeseeeeescessesecesesseeseesecseeeeees 5.1.1 Theo vị trí của quá trình ấn mòn - «-+++
5.1.2 Theo hình thái ¿- 5c xxx SH nề 5.2 Các phương pháp bảo vệ chống ăn mòn .
Trang 5MOT SO KY HIEU DUNG TRONG DO AN D,: đường kính ngoài ống, cm; ơ: ứng suất theo chu vi ống, kG/cm”; P¡: áp suất trong, kG/cm”; ö: chiều dày định mức ống, cm; F,.: Hé số Froude; : hàm lượng khí; Re: Hằng số Reynold; S: tiết diện ống, cm’;
Vạ: lưu lượng không khí, mẺ⁄%s; Q: lưu lượng lưu chat, m’/s;
p: khdi lwong riéng, kg/m’; g: gia tốc trọng trường, m/s”;
Eo: Hé số giãn nở thê tích của dầu khí khi giảm áp suất trong đường ống;
Ri: yéu tố khí thực tế; R¿: yếu tố khí hòa tan;
W: hàm lượng nước, phần đơn vị;
P, Po: Áp suất trung bình trong ống và áp suất khí quyền; T, T¿: nhiệt độ trung bình và nhiệt độ điều kiện thường; Z: hệ số nén của khí;
A: hé sé khang thủy lực;
Trang 6^¡: sức cản thủy lực của hỗn hợp;
K,: hệ số ảnh hưởng môi trường bão hòa khí tới chuyền động tương đối;
Ky: hé số kế đến sự ồn định các bọt khí trong chất lỏng; ơ,: hệ số hòa tan của khí trong dầu, m/mÌPa;
HM,» H,: 4 nhớt của khí và dầu bão hòa khí;
Trang 7DANH MỤC CAC HINH VE SU DUNG TRONG DO ÁN Ký hiệu An hình ca STT ` Tên hình vẽ Trang hình vẽ
Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Nam Rồng - Đồi Môi 2 | Hình 1.2 Sơ đồ thu gom hở và kín
3 Hình 2.1 Phân loại câu trúc dong chảy của hỗn hợp 15 dâu- khí Sơ đồ một nút lỏng — khí trên tuyên ông nằm 4 Hình 2.2 16 ngang Thông số làm việc của đường ống RP-3 => 5 Hình 3.1 26 RP-I trong năm 2003
Sơ đồ vận chuyền sản phâm khai thác của
6 Hình 3.2 |_ RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào 29 vận hành RC-DM ->RP-4-> RP-I
Sơ đồ vận chuyền sản phâm khai thác của
Trang 8DANH MỤC CÁC BẢNG BIÊU SỬ DỤNG TRONG ĐỎ ÁN Ký hiệu a ue STT Tén bang Trang bang Các thông số vận chuyền theo đường ốn 1 Bảng 3.1 6 _ 3 Bon’ 33 RC-DM-> RP-1 Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương 2 |Bảng3.2| án vận chuyến sản phẩm RC-DM về RP-1 34
(cho đến khi đưa RP-4 vào làm việc)
Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương
Trang 9LỜI NÓI ĐẦU
Ngành dầu khí Việt Nam tuy còn non trẻ, với hơn 30 năm xây dung va
phát triển nhưng đã sớm khẳng định vị trí của nó trong nền kinh tế quốc dân,
cho tới nay đầu khí vẫn luôn được coi là ngành kinh tế mũi nhọn Tuy nhiên
dầu khí Việt Nam chủ yếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục
địa phía Nam Việt Nam, độ sâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích
rộng Hiện nay nguồn dầu khí khai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn
dầu khí Quốc gia Việt Nam vẫn đang tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và phát hiện
các mỏ mới
Những năm gần đây các mỏ mới phát hiện có trữ lượng không lớn, chính vì vậy mà việc khai thác sao cho có hiệu quả rất quan trọng Việc khai thác, vận chuyên dầu khí luôn thu hút khá nhiều các công trình nghiên cứu Vừa qua mỏ Nam Rồng - Đồi Môi đã được đưa vào khai thác và mới hoàn
thành giai đoạn khơi dòng sản phẩm, việc nghiên cứu giải pháp thu gom vận
chuyển hợp lý tại đây sẽ giúp tiết kiệm được rất nhiều chỉ phí đầu tư về khai thác, vận chuyển cũng như chi phí nhân lực Chính vì vậy mà em đã chọn đề
tài tốt nghiệp: “Wghiên cứu giải pháp thu gom, vận chuyến hỗn hợp dầu khí
bằng đường Ống ở khu vực Mỏ Nam Rồng - Đồi Môi” Đồ án được chia
thành 5 chương:
Chương I: Tổng quan về công tác thu gom vận chuyển đầu khí bằng đường ống
Chương 2: Tính toán thủy lực đường ống vận chuyền hỗn hợp dầu khí Chương 3: Giải pháp thu gom vận chuyền hỗn hợp dầu khí khu vực mỏ
Nam Rồng - Đồi Môi
Chương 4: Các sự cô thường gặp trong quá trình vận chuyển dầu khí và biện pháp khắc phục
Chương 5: Bảo vệ và chống ăn mòn cho hệ thống đường ong
Để hoàn thành đồ án này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới thầy
Nguyễn Văn Thịnh cùng các thầy trong Bộ môn Thiết bị dầu khí đã giúp đỡ em rất nhiều trong quá trình thực hiện đồ án
Trang 10
Mặc dù em đã có gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan để xây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn
hạn chế, nên đồ án này chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được
sự quan tâm góp ý của tất cả các thầy và các bạn để sau này khi tiếp xúc với môi trường công việc có thể giải quyết các vấn đề được tốt hơn
Em xin chân thành cảm ơn!
Trang 11CHƯƠNG 1
TONG QUAN VE CONG TAC
THU GOM VAN CHUYEN DAU KHi BANG DUONG ONG
1.1 Tình hình khai thác dầu khí hiện nay ở Việt Nam
Hơn 30 năm trước, ngày 3/9/1975, Chính phủ ban hành nghị định số
170/CP thành lập Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam, tiền thân của Tập
Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam ngày nay Một năm sau ngày thành lập,
ngày 25/7/1976, ngành dầu khí đã phát hiện nguồn khí thiên nhiên đầu tiên tại
giếng khoan số 61 ở Vùng Trũng Sông Hồng, 5 năm sau vào tháng 6 năm
1981, dòng khí công nghiệp ở mỏ khí Tiền Hải đã được khai thác để đưa vào
phục vụ sản xuất; và 10 năm sau ngày thành lập, ngày 26/6/1986 Xí nghiệp
liên doanh dầu khí Việt - Xô đã khai thác tấn dầu đầu tiên từ mỏ Bạch Hồ, ghi
nhận một mốc dấu quan trọng - Việt Nam đã có tên trong danh sách các nước
khai thác và xuất khâu dầu thô trên thế giới, khẳng định một tương lai phát triển đầy hứa hẹn cho ngành công nghiệp dầu khí đất nước Kẻ từ đó cho đến nay, toàn ngành dầu khí đã khai thác được 205 triệu tắn dầu thô và hơn 30 tỷ mét khối khí, mang lại doanh thu trên 40 tỉ USD, nộp ngân sách nhà nước gần 25 tỉ USD, tạo đựng nguồn vốn chủ sở hữu trên 80 nghìn tỷ đồng Trong đó xí
nghiệp Liên doanh dầu khí Việt - Xô khai thác được §0% tổng lượng dầu khai
thác của toàn ngành
Hiện nay việc tìm kiếm thăm dò và chia lô đánh giá trữ lượng đang
được tiến hành trên toàn bộ thềm lục địa Việt Nam Trong thời gian tới, ngành
dầu khí Việt Nam phấn đấu xây dựng và phát triển đề trở thành ngành kinh tế
kỹ thuật quan trọng, đồng bộ bao gồm: tìm kiếm, thăm dò, khai thác, vận
chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối, dịch vụ và xuất nhập khẩu Xây dựng
tập đoàn dầu khí vững mạng, kinh doanh đa ngành trong nước và quốc tế
1.2 Sự phát triển đường ống dẫn dầu và khí ớ Việt Nam
Hệ thống đường ống dẫn dầu và khí ở Việt Nam dù mới được phát triển
nhưng đã có những thành tựu đáng kể Ban đầu chỉ là xây dựng các tuyến ống dẫn dầu khí trong nội bộ mỏ Bạch Hồ, sau này đã xây dựng các tuyến
Trang 12
ống dẫn dầu, khí nối các mỏ Rồng, Rạng Đông với mỏ Bạch Hồ và các tuyến đường ống dẫn khí vào bờ phục vụ cho nhu cầu năng lượng trong bờ
Năm 1998 mỏ Bạch Hồ có một hệ thống đường ống bao gồm :
+ 20 tuyến ống dẫn đầu với tổng chiều dài 60,7 km
+ 10 tuyến ống dẫn khí với tổng chiều đài 24,8 km
+ 18 tuyến ống Gaslift với tổng chiều dài 28,81 km
+ 17 tuyến ống dẫn nước ép via với tổng chiều đài 19,35 km + 11 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu khí với tổng chiều đài 19,35 km
Năm 2001 tại mỏ Bạch Hồ và mỏ Rồng Xí nghiệp Liên doanh (XNLD)
đã xây dựng 93 tuyến ống ngầm các loại với tổng chiều dài gần 260km Hiện tại XNLD đã thiết kế, xây dựng thành công tuyến ống dẫn dầu bọc cách nhiệt từ CTP2 đến UBN-4, đảm bảo tốn thất nhiệt trong quá trình vận chuyên là rất thấp (vận chuyển 14000T/ngày trong đường ống ®426 x 16mm trén quang
đường đài gần 6km, nhiệt độ của dầu ở đầu vào đường ống là 50C, ở đầu
cuối đường ống là 48°C) khoảng 2C, trong khi đó nếu không bọc cách nhiệt thì ton thất nhiệt trên tuyến ống nêu trên sẽ là khoảng 24°C Hiện nay XNLD đã thiết kế, xây dựng xong và đưa vào sử dụng đường ống dẫn khí Rạng Đông
— Bạch Hồ, với chiều dài trên 46km được cấp chứng chỉ quốc tế
Một số tuyến ống dẫn khí vào bờ đã xây dựng thành công và đang đưa vào
hoạt động, thực hiện nhiệm vụ cung cấp khí đồng hành và khí tự nhiên (khí
không đi kèm cùng với dầu thô) cho các nhu cầu sản xuất điện, đạm và khí
đốt phục vụ đời sống :
+ Tuyến đường ống dẫn Bạch Hồ - Phú Mỹ dài gần 150km dẫn khí từ giàn
nén khí trung tâm ở mỏ Bạch Hồ về bờ, đi qua trạm chế biến khí Dinh Có,
nhà máy điện Bà Rịa, đến trung tâm phân phối khí Phú Mỹ Đây là tuyến ống dẫn khí đầu tiên của Việt Nam từ biển vào bờ nằm trong dự án đường ống dẫn
khí Bạch Hồ - Thủ Đức
+ Tuyến ống dẫn khí PM3- Cà Mau có đường kính 475mm, chiều dài gần
325km (gồm 298km ngoài biển và 26,7km trên bờ), công suất vận chuyền khí theo thiết kế là 2 tỷ m /năm Đường ống làm nhiệm vụ vận chuyên khí từ mỏ
Trang 13
PM83 thuộc khu vực khai thác chung Việt Nam - Malaysia, mỏ Cái Nước vào
bờ cung cấp khí cho Tổ hợp Điện - Đạm Cà Mau
+ Đường ống dẫn khí từ mỏ Lan Tây — Lan Đỏ ở bề Nam Côn Sơn vào bờ, được công ty BP của Anh thiết kế, xây dựng với chiều dài gần 400km đường ống ngầm dưới biển Đây là đường ống hai pha có khả năng vận chuyển cả khí lẫn chất lỏng ngưng tụ, đường ống được xây dựng với công suất thiết kế là 7 tỷ m°khí/năm Cho đến nay dự án khí Nam Côn Sơn đã đưa vào hoạt
động Đối với công trình đường ống dẫn khí trên bờ và đưới nước được hoàn
thành và đấu nói tại Long Hải vào tháng 6/2002 Điểm cuối của đường ống là
nhà máy xử lý khí Dinh Cố với công suất hiện nay là 13,2 triệu m”/ ngày 1.3 Tình hình khai thác tại mó Nam Rồng - Đồi Môi
Đổi Mỗi và Nam Rồng là 2 mỏ có diện tích chồng lấn, trong đó Đồi
Môi thuộc lô 09-3, đo Công ty Liên doanh điều hành Việt - Nga - Nhat (VRJ) phát hiện vào năm 2004, nằm liền ké 16 09-1 mỏ Bạch Hồ và Rồng của Liên
doanh dầu khí VietSovpetro
Mỏ Rồng và Bạch Hồ của Liên doanh Vietsovpetro đã khai thác hơn 28 năm, hiện nay sản lượng dầu khai thác đang giảm dần Hiện tại ở mỏ Rong, 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 chỉ phí phải bỏ ra mà vẫn đảm bảo khai thác một cách hiệu quả nhất, VRJ và Vietsovpetro da
chủ trương hợp nhất mỏ Chủ trương kết nối mỏ Đồi Môi trên lô 09-3 vào hệ
thống khai thác liên hồn của Việt - Xơ và lấy tên là “Nam Rồng - Đồi Môi”
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 công 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 Việt - Xô đã tiến hành xây dựng 2 giàn
khoan khai thác RC-4 và RC-DM, cải hoán giàn RP-l, xây dựng lắp đặt hệ thống đường ống ngầm, mua sắm, lắp đặt hệ thống công nghệ thượng tầng,
Trang 14
khoan và hoàn thiện 10 giếng khai thác Với kinh nghiệm 30 năm trong ngành dầu khí, Việt - Xơ đã hồn thành tồn bộ khối lượng cơng việc lớn này trong thời gian 15 tháng
Đầu năm nay (2010), cùng với giếng khoan Đồi Môi - 2X của VRJ, 3 giếng của Việt - Xơ cũng hồn thành theo đúng cam kết Cột mốc là vào ngày 26/1/2010, dòng sản phẩm khai thác thương mại từ mỏ hợp nhất được công nhận Điều đáng mừng là sản lượng dầu tại đây rất lớn so với các mỏ
của Việt - Xô đang khai thác Kết quả này cho thấy, mô hình hợp tác mới -
mô hình hợp nhất, phát triển và điều hành chung mỏ đã tỏ ra rất hiệu quả và
đã được đánh giá rất cao Nó tận dụng được tất cả năng lực sản xuất của Việt -
Xô, từ con người, đến cơ sở vật chất thiết bị Như vậy, chủ đầu tư không phải
bỏ tiền đầu tư các công trình tách lọc dầu, vận chuyên dầu, nên sẽ tiết kiệm
rất lớn về mặt kinh tế
Hiện nay sản lượng dầu đang được khai thác tại mỏ Nam Rồng - Đồi
Môi đạt hơn 700 tắn/ngày đêm Trong tháng 3 năm 2010, khoảng 100.000
thùng dầu thương phâm của phần quyền lợi khối 09-3 xuất cho nhà máy lọc
dầu Dung Quất Trong tương lai gần, các bên sẽ tăng sản lượng bằng cách lần
lượt đưa các giếng tiếp theo vào khai thác
Mô hình hợp nhất đầu tiên đạt hiệu quả, giúp Việt - Xô mạnh dạn trong
việc hoạch định chiến lược phát triển sản xuất kinh doanh trong tương lai
Đặc biệt có thể nhân rộng mô hình hợp nhất trên cơ sở hợp tác với các nhà thầu dầu khí đang hoạt động vùng lân cận 2 mỏ Bạch Hồ và mỏ Rồng của
Việt - Xô Theo đó Việt - Xô sẽ ưu tiên kết nối mỏ Bạch Hỗ và Rồng với tat cả những mỏ lân cận, nhằm tận dụng tối đa công trình trên Bạch Hồ đã được
xây dựng, cũng như năng lực kinh nghiệm của Việt - Xô
Trang 15
CON SON IS 11:2 Ron Dai @Rong Bay KNOC Rong Doi 12W|12E Basin Nain Coh Son ¬"_ 22 13 136 Chú Thích a k pik Ầ - Mo khí
Câu tạo có triên vọng
Trang 161.4 Sơ đồ thu gom dầu khí
1.4.1 Yêu cầu, nhiệm vụ của hệ thống
* Nhiệm vụ:
Hệ thống thu gom dầu khí có các nhiệm vụ:
e_ Tập hợp sản phẩm từ tất cả các giếng riêng rẽ, từ các khu vực trong mỏ lại với nhau
e_ Đo lường chính xác về số lượng và chất lượng của các thành phần
trong sản phẩm khai thác theo những mục đích khác nhau
e_ Xử lý chất lưu khai thác thành các sản phẩm thương mại
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 tính chất hóa lý của dầu như dầu nặng nhẹ, dầu nhiều paraffin, đầu nhiều lưu huỳnh Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tô 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
1.4.2 Sơ đồ thu gom hở
* Nguyên lý hoạt động của sơ đồ:
Trong sơ đồ hở (hình 1.2,a), áp suất của thiết bị tách đo có giá trị thấp,
gần xấp xỉ với giá trị áp suất khí quyền 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 đồ hai tuyến ống thu gom Khí sau khi tách với áp suất dư 3-5kG/cm” còn có thể tiếp tục chảy đến trạm xử lý Còn đầu muốn tự
chảy được phải tạo cho tuyến ống một độ đốc 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 đây
Trang 17
Sơ đồ thu gom hở có ưu việt là việc đo lường cho các giếng chính xác
vì áp suất thấp, giá trị đao động nhỏ, mặt khác giá trị áp suất miệng giếng bé
nên có thế kéo dài khả năng tự phun, giảm được chỉ 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
ro)
Hình 1.2 Sơ đồ thu gom hớ và kín
1.Miệng giếng khai thác 4 Đường gom khí, 7 Đường xả một phân khi,
2 Ông xả, 5 Đường gom dâu, 8 May bom,
3 Thiết bị tách đo, 6 Đường gom hỗn hợp
Tuy vậy, trong thời gian gần đây, ở các mỏ hiện đại, các sơ đồ này
không còn được sử đụng 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 nhẹ vào trong khí quyền
1.4.3 Sơ đồ thu gom kín
* Nguyên lý hoạt động của sơ đồ:
Trong sơ đồ kín (hình 1.2 b, c), 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
Trang 18
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 đòng hai pha khí - lỏng
Các thiết kế trong thời gian gần đây đều hướng theo sơ đồ kín vì có một số ưu thế nhất định sau:
* Ưu điểm:
- 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 parafin, 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 đây
- Sơ đồ cho phép tăng khả năng tự động hóa * Nhược điểm:
- Đo lường không chính xác do áp lực bình tách đo cao và khó loại trừ
các va đập áp suất
- Đồi 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 ri qua các đầu mối, van
- Các dao động áp suất với biên độ lớn có thể làm đứt đường ống, làm
mắt tác dụng các thiết bị đo - kiểm tra, chất lượng tách khí của thiết bị tách sẽ
xấu đi và có thế làm gián đoạn sự làm việc ở các giếng tự phun Khi thiết bị tách làm việc kém dẫn tới hàm lượng khí ở các trạm chứa thương mại cao, có thé gây ra các sự có nghiêm trọng như cháy, nổ, ngộ độc
1.4.4 Sơ đồ thu gom trên biến
Bắt đầu từ những năm 70 của thế kỷ trước, tỷ lệ đầu được khai thác từ
các thềm lục địa ngày càng gia tăng Phần lớn các quốc gia ở Đông Nam Á,
sản lượng khai thác ngoài biển là chủ yếu Riêng nước ta hiện nay, tỷ lệ này là
100% Dầu sản xuất ngoài biển đắt hơn trên đất liền do phải xây dựng một hệ
Trang 19
thống thu gom tốn kém Các sơ đồ được lựa chọn tùy thuộc vào cự ly so với
đất liền và chiều sâu nước biển
Với các mỏ gần bờ, người ta xây dựng các giàn nhẹ để thi công 4-6 giếng, các giàn này nối với bờ bằng các cầu vượt bằng thép hoặc bê tông, vừa là đường giao thông, vừa để lắp đặt các ống xả Hỗn hợp theo các ống xả vào
đất liền Các trạm tách đo, xử lý đều bố trí trên bờ
Với các mỏ xa bờ, trong giai đoạn đầu của quá trình phát triển, độ
ngậm nước còn thấp thì dau da tách khí có thể được chở về đất liền đề xử lý
Khi việc phát triển mỏ đã bước qua giai đoạn ổn định thì tat cả mọi công đoạn
thu gom, xử lý đều phải tiến hành ngoài biển Dầu thương mại đưa vào bờ
bằng tàu chở dầu hoặc đường ống, còn khí vận chuyển nhờ đường ống là chủ
yếu, nếu dùng tàu thì khí phải hóa lỏng
Điều kiện biển nông, các trạm thu gom khu vực là các giàn cố định, tất
cả các đầu giếng đều bố trí trên giàn, cao hơn mặt nước biển Nếu biển nông (20-30m), khí tượng không phức tạp, mật độ giếng cao thì các đường ống gom sẽ được lắp trên các cầu dẫn nói liền các giàn với nhau Ở điều kiện
ngược lại thì hệ thống ống thu gom sẽ bố trí đưới đáy biến
Trong sơ đồ thu gom với đầu giếng ngầm, khi chiều sâu nước biển vượt
90-100m, việc xây dựng các trạm thu gom kiểu giàn cô định là không kinh tế mà phải dùng các giàn nồi, các đầu giếng bồ trí ngầm trong nước, các Ống xả và thu gom là các ống mềm Tùy theo chiều sâu, các đầu giếng được lắp ngay
trên đáy biên hoặc ở một độ sâu nào đó thợ lặn có thê tới được để an toàn cho
đầu giếng, các phương tiện vận tải biển vận hành an toàn
Nếu các giếng xa nhau thì các đầu giếng sẽ bố trí độc lập, còn nếu
miệng giếng gần nhau thì gộp lại thành các cụm đầu giếng Mỗi đầu giếng
thông thường được nối với hai ống mềm: một ống khai thác và một ống tuần hoàn Sản phẩm từ miệng giếng theo ống mềm về giàn khai thác cũng là các trạm thu gom khu vực Trong quá trình phát triển mỏ, trạm thu gom dầu có
thể đơn giản kiểu giàn nhẹ, nhưng khi mỏ đã đi vào hoạt động ổn định thì
thường thay bằng các giàn nổi có cấu trúc theo kiểu bán chìm Dầu sau khi
được xử lý theo các đường ống mềm qua hệ thống neo nổi và dẫn đến các tàu
chứa
Trang 20
CHƯƠNG 2
TÍNH TỐN THỦY LỰC
DUONG ONG VAN CHUYEN HỎN HỢP DẦU KHÍ
Trong cơng nghiệp khai thác dầu khí hiện đại, hệ thống thu gom kín một đường ống là chủ yếu, trong đó vận chuyên chất lỏng hai pha lỏng — khí (dầu - khí) và có thể là ba pha (nước- dầu- khí) Do sự sắp xếp tương quan giữa pha lỏng và pha khí khi chuyển động tạo ra hình đáng cấu trúc khác nhau
giữa chất lỏng hai pha hoặc ba pha nên việc tính toán trở nên phức tạp
Ảnh hưởng quyết định đến cấu trúc chuyển động của hệ thống là tương
tác giữa các pha Trong chất lỏng đo xuất hiện các lực căng bề mặt giữa các
pha cho nên ta không thể mô tả chế độ chảy bằng các khái niệm thông thường
(dòng hoặc rối) như dòng một pha Mặt khác, sự khó khăn trong việc tính toán
thủy lực của đòng khí - lỏng còn đo sự chuyên động tương đối của pha, tạo ra
tốc độ tương đối Tốc độ này phụ thuộc trước hết vào sự khác biệt về tính chất
vật lý như độ nhớt, mật độ, sức căng bề mặt của các pha Ngoài ra, còn phụ
thuộc vào tương quan hàm lượng khí - lỏng, đường kính ống và độ nghiêng của tuyến ống so với phương nằm ngang
Sự thay đổi tốc độ tương đối của mật độ, độ nhớt, sức căng bề mặt, hàm lượng chất lưu trong tiết diện ngang theo chiều dài tuyến ống làm cho
thủy động của hỗn hợp khí - lỏng có đặc tính rất phức tạp, khác với chất lỏng một pha
Khi tốc độ của hỗn hợp thấp, trọng lực chi phối nhiều đến cấu trúc, giá trị tốc độ và mạch đập áp suất Tốc độ tương đối ảnh hưởng đến cấu trúc dòng chảy, còn cấu trúc lại chi phối tốn thất áp lực
2.1 Các cấu trúc của hỗn hợp khí - long
Việc nghiên cứu dòng chảy không khí — nước hoặc hơi nước trong ống
thủy tỉnh nằm ngang, nghiêng hoặc lên, xuống cho phép phân chia các kiểu
cấu trúc đa đạng tùy theo tính chất vật lý của chất lưu, theo đường kính, góc nghiêng của ống Tuy vậy các dạng cấu trúc được xác định bởi hai thông số
Trang 21
cơ bản được gọi là các chỉ tiêu không thứ nguyên đó là hệ số Froude và hàm lượng thể tích khí B Chỉ số Froude : = "oD (2.1) Hàm lượng khí: Ư, =—#~— 2.2 p V,+2, C2) Trong đó: vụ là tốc độ trung bình của hỗn hợp v, = Va v ; g la gia téc trọng trường; D là đường kính ống; S là tiết diện ống;
V,,Q) tương ứng là lưu lượng không khí và chất lỏng
Khi vận chuyên hỗn hợp dầu khí theo đường ống, giá trị được tính theo
công thức:
8= E PT (23)
Với E, : hệ số giãn nở thể tích của dầu khí khi giảm áp suất trong đường ống;
Ri,R:: tương ứng yếu tố khí thực tế và khí hòa tan; W: hàm lượng nước, phần don vi;
P ,P,: ap suất trung bình trong ống và áp suất khi quyén; T, Tạ: nhiệt độ trung bình và nhiệt độ điều kiện thường °K;
Z: hệ số nén của khí
Trang 22
Hiện tại có nhiều biểu đồ phân chia cấu trúc dòng hỗn hợp, hình 2.1 là
su phan chia theo F,, va B
2.1.1 Cau tric bot
Khi hàm lượng khí thấp, các bọt khí riêng biệt phan tán ở phan trên của tiết diện Ống ngang, kích thước các bọt đều nhau chuyển động với tốc độ chất lỏng hoặc bé hơn, chế độ chảy không có va đập áp suất Khi tăng tốc độ hỗn
hợp, cấu trúc dòng chảy vẫn bảo toàn
2.1.2 Cấu trúc phân lớp
Khi tăng hàm lượng khí và tốc độ tăng ít, số F„ trong khoảng 0,5 + 9,
các bọt khí dính nhau thành bọt lớn và sau đó pha khí trở nên liên tục thành
dong phân lớp Cấu trúc được bảo toàn cho tới § ~ 0,98 và F„= 9 Đặc điểm
của đòng này là tốc độ hai pha khác nhau và không có mạch đập Cấu trúc này chỉ xuất hiện trong ống ngang (tốc độ khí cao hơn lỏng) và ống đốc xuống
(tốc độ lỏng cao hơn khí)
2.1.3 Cấu trúc dạng sóng
Khi giữ nguyên hàm lượng khí và tăng tốc độ, trên mặt phân lớp sẽ
xuất hiện sóng, đỉnh song chưa chạm tới thành ống Dòng chảy có va đập biên độ nhỏ và tần số cao Cấu trúc đạt được khi B va F,, co gia trị cao cũng như giá trị thấp
2.1.4 Cấu trúc dạng nút
Khi tăng đồng thời B va v; thi cấu trúc bọt sẽ chuyền sang cấu trúc nút
Các nút khí được phân cách bởi các lớp chất lỏng Khi tiếp tục tăng và vụ
kích thước nút khí sẽ tăng lên còn kích thước lớp chất lỏng sẽ giảm Biên độ
mạch đập ban đầu tăng và sau đó sẽ giảm xuống 2.1.5 Cấu trúc nút phân tán
Tiếp tục tăng B nút sẽ chuyền thành sóng, trong đó có chứa các bọt khí
Dòng chảy không đều, gián đoạn và các tích tụ khí hợp lại, mạch đập đạt tới giá trị cực đại Khi tăng vụ chiều cao sóng sẽ giảm, số lượng chất lỏng trong
khí tăng lên, hàm lượng phân bố đều hơn trong tiết diện và va đập áp suất sẽ giảm
Trang 23
Hình 2.1 : Phân loại cấu trúc dòng chấy của hỗn hợp dầu- khí
1 Cấu trúc bọt; 2 Cấu trúc phân lóp; 3 Cấu trúc dạng sóng; 4 Cấu trúc dạng nút; 5 Cấu trúc nút phân tán; 6 Cấu trúc màng phân tán; 7 Cấu trúc
nhĩ tương;
Trang 24
2.1.6 Cấu trúc màng phân tán
Khi tốc độ chuyên động lớn, số F,„ đạt 90 + 900 và hàm lượng khí cao
0,9 + 0,98 dong sé hình thành cấu trúc màng phân tán Chất lỏng được phân
tán thành giọt nhỏ cùng chuyền động trong dòng khí, phần còn lại dạng màng mỏng bám vào thành ống, phần dưới dày hơn phần trên, cho nên còn gọi là cấu trúc vành khăn Khi tăng F, số lượng chất lỏng và mức độ phân tán của
chúng tăng lên Với F;¿ cao, thực tế toàn bộ chất lỏng biến thành bụi Cấu trúc này hồn tồn khơng có mạch đập
2.1.7 Cấu trúc nhũ tương
Với F„ trung bình cỡ 25 + 100 va tang dan B, cau tric bot sé chuyén
thành cấu trúc nhũ gồm nhiều bọt khí và được bao bởi các màng chất lỏng
Các bọt khí phân bố đều trong tiết diện Dòng chảy có va đập biên độ thấp,
tần số cao
Trong số bảy cấu trúc được nêu trên thì cấu trúc đòng chảy dạng nút vừa phố biến, vừa phức tạp Vì vậy cấu trúc dòng chảy dạng nút luôn được quan tâm nghiên cứu kỹ lưỡng nhất
Hình 2.2: Sơ đồ một nút lỏng — khí trên tuyến Ống nằm ngang
1- Lớp lỏng; 2 - nút khí; 3 va 5 - ranh giới vùng xoáy của tuyến sau và tuyến trước; 4 và 6 - các vòng xoáy của tuyến sau và tuyến trước; 7 và 9 - tuyến trước và tuyến sau của nút lỏng, - nút lỏng; 10 - đường chuyển động của các phan tử chất lỏng ngoài vòng xoáy;1 1 - ranh giới khi - lỏng;12 - thành Ống
Trang 25
Hình 2.2 mô tả một lớp lỏng - khí chuyển động dọc đường ống từ trái qua phải với vận tốc U Dễ dàng nhận thấy rằng chuyên động của các nút trong chat lỏng, lớp khí trên phần lớn chiều dài ống là cùng chiều dòng chảy Nhưng ở đoạn đầu và đoạn cuối của nút lỏng xuất hiện những tuyến ngắn (tuyến trước và tuyến sau) của nút, ở đó có dòng chảy rất phức tạp Trạng thái của các tuyến đó xác định sự tồn tại của dòng chảy nút cũng như đặc điểm của nó
Dòng chảy dạng nút có thể hình dung như là kết quả của tương tác qua
lại giữa các nhân tố, thành phần của lớp khí, lỏng Trong ống dẫn nằm ngang nút lỏng đi chuyên dưới sự tác động của chênh lệch áp suất trong các nút khí
kế cận và lực ma sát trên thành ống sẽ cản lại sự chuyền động đó Chất lỏng
tách ra từ các tuyến được chuyền qua tuyến trước vào nút lỏng rồi chảy qua
tuyến sau
Tại tuyến sau, chất lỏng không phân bó đều theo tiết diện mà tạo thành
một lớp chất lỏng và nút khí Nút lỏng chuyển động về phía trước, để lại một
lớp chất lỏng sau tuyến sau và trên lớp lỏng là nút khí
Tại tuyến trước, cấu trúc tuyến tương tự như bước nhảy thủy lực, phần trước nó gồm có vùng chất lỏng chảy tới (đòng trung chuyển) và vùng chảy ngược Ở tuyến trước chất lỏng tạo nên dòng trung chuyền chảy từ lớp lỏng vào nút lỏng, vùng chảy ngược gồm những mạch xoáy theo trục ngang vuông góc với trục ống dẫn Mỗi vòng xoáy chiếm cả chiều cao dòng chảy trên dòng trung tuyến Tất cả vòng xoáy quay theo một hướng và xoáy vào lớp chất
lỏng
Cấu trúc dòng chảy còn phụ thuộc vào góc nghiêng Trong các đường
ống thắng đứng và dốc ngược, ta chỉ gặp ba cấu trúc cơ bản là bọt, nút khí và
vành khăn sau khi giá trị áp suất trở nên thấp hơn áp suất bão hòa
Các đường ống đốc thoải độ dốc đến 11” và nằm ngang ta có thể gặp các cấu trúc bọt (1), phân lớp (2), sóng (3), nút (4,5) và vành khăn (6) Như vậy cầu trúc phân lớp và sóng ta chỉ gặp ở ống nằm ngang và đốc xuống Ở các ống nằm ngang tốc độ khí cao hơn tốc độ lỏng, còn ở ống dốc xuống thì ngược lại, tốc độ khí thấp hơn do chất lỏng nặng hơn
Trang 26
Ngoài việc sử dụng biểu đồ, trong thực tế các đạng cấu trúc đòng hỗn
hợp có thế quan sát một cách trực giác qua biên độ và tần số đao động áp suất
ghi nhận qua đồng hồ áp suất và đồng hồ dao động lắp trên tuyến ống Nếu ống lắp đặt trên mặt đất ta có thể phân biệt qua theo dõi sự rung và nghe các mạch áp theo thành ống Chẳng hạn biên độ lớn với tần số bé thể hiện cấu trúc phân tán, biên độ trung bình thé hiện cấu trúc nút và biên độ bé cho thấy dòng chảy có cấu trúc sóng và nhũ tương
2.2 Tính toán thủy lực ống dẫn hỗn hợp dầu khí
Từ các cấu trúc đã mô tả, chúng ta có thể rút ra các câu trúc có thé qui
về chất lỏng một pha
Với dòng có cấu trúc dạng bọt có hàm lượng khí thấp, chuyên động
chậm, bọt khí và chất lỏng chuyển động cùng một tốc độ nên khi tính toán
thường chấp nhận như môi trường lỏng đơn pha Nghĩa là ở cấu trúc này, chất lưu chuyền động theo ống như chất lỏng đơn pha
Còn với cấu trúc vành khăn (màng phân tán) đặc trưng bởi hàm lượng
khí cao, tốc độ chuyên động lớn, ta thường gặp khi vận chuyền khí tự nhiên ở
các mỏ khí ngưng tụ hoặc xảy ra khi vận chuyển khí dầu còn nhiều thành
phần nặng như butan, propan Nói chung cấu trúc này ít gặp ở các mỏ dầu
2.2.1 Ranh giới các cấu trúc
Ngoại trừ cấu trúc bọt, khi tính toán người ta chia các cấu trúc ra ba cấp: nút, phân lớp và màng phân tán Do chế độ phân lớp chỉ có trong ống ngang và ống xuống có độ nghiêng bé nên thường phải phân biệt ranh giới chuyền tiếp từ phân lớp qua nút Ta có thể trực tiếp quan sát từ các ống thủy
tỉnh và xử lý các số liệu thực nghiệm khi xây dựng các đường cong theo hệ
tọa độ V7, /T, ro? và Ø đặc trưng cho sự tương quan giữa các số Froude F = 0,24 28in8
ro (2.4)
Từ đó ta có đường cong phân chia hai vùng cấu trúc phân lớp và nút
của dòng chảy, đường cong này được biểu thị bằng một phương trình thực
nghiệm như sau:
Trang 27
Ej~|02- a (2.5)
Các số liệu thực nghiệm với hỗn hợp không khí - nước cho thấy khi
F,.2>F ; dong co cấu trúc nut, khi F,.< F, sẽ có cầu trúc phân lớp và sóng Ở đây 0 là góc nghiêng của ống so với phương ngang;
2 là hệ số kháng thủy lực, xác định theo các công thức: A=2sn6gD., (26) Vị 158 2K, | A -0,067| 8 | RD (2.7) Vị: tốc độ chảy không áp của chất lỏng trong ống xuôi do trọng lực; ¬". ˆ 1 a G8) š
AH : ton hao ma sat trén chiều dai AX; K.: Độ nhám tương duong, e/D;
2 cũng có thể tính theo hệ số R„ theo phương pháp tinh lặp gần đúng
Với ống dốc ngược và thắng đứng sẽ tồn tại ranh giới giữa chảy nút và
màng phân tán Ranh giới thu được bằng kết quả thực nghiệm cho hỗn hợp
Trang 28Từ các chất lỏng khác nhau ta thu được các đường cong ranh giới khác nhau 2.2.2 Cấu trúc nút và vành khăn Thường dùng các phương trình cơ bản để mô tả chuyên động như sau: 1 vỉ AP, = 4, ba +AZ.g.0, (2.10)
Với +AZ là tổng đại số sự chênh lệch địa hình trên tuyến;
Trang 290,5
K, =1+2.107 72 |
, o
Tuy nhiên, việc xác định hệ số khi chuyền động của hỗn hợp dầu khí
theo đường ống thường căn cứ vào sự tương quan giữa gradient áp suất hỗn hop AP, va gradient ap suất của chất lỏng một pha AP, ở cùng một lưu lượng, nghĩa là AP,/AP.= ƒ(8)
Từ công thức 2 cho chất lỏng một pha khi chảy rối trong các ống đốc và nằm ngang ta có công thức Ansơtun: 0,25 A, =0,11 Ky , 8 (2.13) D_ Re, Khi B < 0,9: Re, = VDP (2.14) H, Khi B> 0,9: -1-D.ø,d~ 8)+ Ø8 UB) + HB (2.15)
Với Hy: độ nhớt của khí và dầu bão hòa khí;
Ø,.ø, : mật độ của khí và dầu bão hòa khí;
Tiêu chuẩn Re cũng có thể xác định theo công thức sau: v,-D h Re, =——; v, Với 0ø, là độ nhớt động học cua hỗn hợp, ở cấu trúc nút và phân tán có dạng: _ M.d— 8)+ „8 b, = (2.16) ø,.(~)+ø,8
Trang 30y= [3.2 _ 0,017(u, lu )”JJR, Fp, ((ø -p, yy" aE-2,'z)0-2] (2.17)
Khi V” > 1 ta có dòng chảy với cấu trúc nút, khi VÏ”< 1 dòng chảy với
cấu trúc vành khăn
Vị trí ranh giới vùng chuyền tiếp phụ thuộc vào các thông số lưu lượng
và vật lý của đòng chảy, không phụ thuộc góc nghiêng của đường ống với phương ngang Khi VỶ = I ta có vận tốc tới hạn khi chuyền tiếp từ cấu trúc nút sang cấu trúc phân lớp: "N h ‘ [ 2./(2 - 2,)¿„g |” Khi vận tốc hỗn hợp vụ > vìạ dòng chảy có cấu trúc vành khăn, khi Vụ< vì dòng chảy có cấu trúc nút 2.2.3 Cấu trúc phân lớp
Trang 31D.= @.r.D 0 @: hàm lượng khí thực, 6: góc hợp với mặt phân chia khí-dầu; 4(Ó -6,) yo =— S — ” 86400.z2°(1-Ø) Qs: lưu lượng dầu bão hòa khí; 2.2.4 Xác định hàm lượng khí thực
Do sự chuyển động tương đối nên ở cấu trúc phân lớp, nút và vành khăn hàm lượng khí thực tế khác hàm lượng khí Theo các nhà nghiên cứu, ‹ là một ham đa biến phụ thuộc 86 Fre, ham lượng ƒ, sin9, sức căng bề mặt và đường kính ống (chỉ tiêu We) và độ nhớt /= HM, /m Trong đó F„, , sin9 là quan trọng nhất
Kết quả nghiên cứu hỗn hợp không khí - nước cho thấy:
- Trong ống nằm ngang, bắt luận ñ thế nào ta cũng có hàm lượng khí thực < B do khí chuyển động nhanh hơn lỏng, tuy cũng có một lớp khí rất
mỏng trên cùng chuyển động chậm hơn Khi F,„< 4, quan hệ giữa @ va B 1a
tuyến tính còn hệ số tý lệ lại phụ thuộc F„, nghĩa 1a @ = f(B, F,.) Tuy nhiên
khi F;e> 4 thì ọ chỉ phụ thuộc ÿ: @ = f(B)
- Trong các ống đốc xuôi, trọng lực làm tăng cường cấu trúc phân lớp,
đồng thời làm tăng tốc độ chất lỏng cho nên khí chuyển động chậm hơn và
luôn có @ > ÿ Khi tốc độ tăng đến một giới hạn nào đó thì lực quán tính sẽ
vượt trọng lực và cấu trúc lớp sẽ chuyền qua cấu trúc nút
- Trong các ống dốc ngược, ta luôn có < ÿ, tương tự như ống nằm
ngang vì lúc này trọng lực cản trở tốc độ chất lỏng Góc 0 càng tăng thì giá trị @ càng giảm và đạt giá trị cực tiêu ở 45” rồi sau đó lại tăng lên Điều đó được giải thích rằng, khi 9 bé và chảy chậm phần lớn chất lỏng phân bố đọc theo đường sin phía dưới, có đường dẫn cho chất lỏng vượt qua Khi tăng góc nghiêng, chất lỏng có xu hướng phân bố đều hơn trong tiết diện, khả năng khí
vượt trước sẽ khó khăn hơn Với tốc độ chuyên động cao, chất lỏng và khí có
Trang 32
xu thế phân bố đều theo tiết điện, ảnh hưởng của góc nghiêng tới ọ không đáng kể
Khi tính chất vật lý của hỗn hợp khác với nước - không khí, nghĩa là ø > 72.10” N/m thì phải lưu ý đến ảnh hưởng của chỉ tiêu We Các nghiên
cứu thực nghiệm cho thấy khi F„¿ > 10 thì vai trò của We trở nên rất bé và khi F,, >100 thì ọ độc lập với We Các thí nghiệm cũng cho thấy khi D>15.10”m, ọ không còn bị chi phối bởi D Lúc đó ta có thể đùng các công thức thực nghiệm từ hỗn hợp không khí - nước
Trang 33CHƯƠNG 3
GIẢI PHÁP THU GOM VAN CHUYEN
HON HOP DAU KHi KHU VUC MO NAM RONG - DOI MOI
3.1 Giái pháp thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí khu vực Đông nam
mó Rồng
Hiện nay, trên khu vực này đã xây dựng giàn nhẹ RC-2 nối với giàn
RP-3 bằng cầu nối RP-3 được đưa vào vận hành năm 2002 Trên RC-2 có 5
giếng khai thác và I giếng bơm ép Trên RP-3 hiện có 2 giếng khai thác, có
nghĩa là trên khu vực này hiện có tất cả 7 giếng khai thác với lưu lượng trung
bình khoảng 1700 tắn/ngàyđêm Hàm lượng nước không đáng kể (đưới 1 %) Sản phẩm trên khu vực Đông nam mỏ Rồng sau khi đã xử lí bằng hoá phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc và hố phẩm tách nước được vận chuyền về
RP-I đưới đạng hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ngầm Trên RP-I, hỗn hợp dầu đã tách khí của RP-I và RC-2 được bơm về UBN-I mỏ Bạch hồ theo hệ
thống đường ống: RP-I=>UBN-3=>RC-I=>BT-7=>CTP-2=>UBN-I
Sản phẩm khai thác trên RC-2 được xử lí bằng cách bơm hoá phẩm
theo đường ống dẫn chuyên dùng xuống từng giếng Hỗn hợp hoá phẩm bao gồm Sepaflux ES 3363 và Prochinor AP 1804 (tỉ lệ 70:30) với định lượng
1600g/t và hoá phâm tách nước - 40g/t Trừ giếng 201, do áp suất bơm hoá
phẩm vào giếng quá cao (lên mức 250+275 at), cho nên điểm bơm hoá phẩm
được tạm thời dời lên trên miệng giếng Đầu năm 2002, khi đưa giàn RP-3
vào làm việc, thì toàn bộ sản phẩm khai thác trên RC-2 được tách khí một bậc trong bình buffer của RP-3 và được bơm thắng về UBN-3 quá cảnh qua RP-1
Qua phân tích quá trình làm việc của đường ống RP-3=>RP-I giai đoạn
sau này cho thấy rằng: Do lưu lượng bơm dầu theo đường ống thấp cho nên
bên trong đường ống hình thành một lớp lắng đọng parafin dạng “mềm” hoặc
là “lớp chất lỏng không dịch chuyên”, chiều dày của nó gia tăng với một nhịp
độ lớn Kết quả là đường kính hiệu dụng của ống giảm nhanh làm cho áp suất
bơm dau tang Dé tay rửa các lớp lắng đọng mềm và phục hồi khả năng vận
chuyên của đường ống, một lượng nước biên đã được bơm định kỳ vào đường
Trang 34
ống RC-2=>RP-I trong thời gian khoảng 48 giờ, trong khi đó các giếng khai
thác dầu trên RC-2 vẫn tiếp tục làm việc.Công việc trên được tiến hành phù
hợp với “Quy chế công nghệ bơm rửa định kỳ đường ống RC-2 => RP-1 =>
UBN-3 mỏ Rồng” Thực tế cho thấy, thời gian làm việc của đường ống giữa hai đợt bơm rửa giảm dần, từ 20 ngày trước đây xuống còn 12+10 ngày hiện nay Điều đó chứng tỏ hiệu quả bơm rửa giảm, chiều dày lớp lắng đọng bên trong ống sau khi bơm rửa vẫn còn lớn 45.00 40.00 35.00 30.00 25.00 s oi Đ 4 = 2 w < 20.00 Ấp suất, atm ổn hao áp suất trên RP-I=>UBN- 'Tổn hao áp suất trên RC-2=>RP-I 15.00 10.00 5.00 0.00
1-lan-03 11-lan-03 21-Jan-03 31-Jan-03 10-Feb-03 20-Feb-03 2-Mar-03
Hình 3.1 Thông số làm việc của đường ống RP-3 => RP-I trong năm 2003 Vì vậy, trong tương lai để đảm bảo khả năng vận chuyển và nâng cao
độ an toàn của quá trình vận chuyển cần xem xét áp dụng một số giải pháp
sau đây:
- Tăng định lượng hoá phâm giảm nhiệt độ đông đặc
- Áp dụng phương pháp vận chuyền hỗn hợp dầu khí, bằng cách lắp đặt thêm máy nén khí để nén khí tách ra trong bình buffer trên RP-3 và đưa nó vào đường ống sau máy bơm dầu NPS Khi đó áp suất khí nén không được nhỏ hơn áp suất của chất lỏng sau máy bơm Phương án sử dụng máy bơm nhiều pha cũng có thể được áp dụng trên RP-3 Hạn chế của nó so với việc sử
dụng máy bơm NPS hiện nay là lượng điện năng tiêu thụ cho máy bơm nhiều
pha sẽ rất lớn
Trang 35
- Trên RC-2 và RP-I trang bị buồng phóng và thu nhận thoi
Từ những giải pháp đưa ra ở trên và căn cứ vào điều kiện cụ thể của XNLD “Vietsovpetro”, giải pháp có tính khả thi nhất có thể áp dụng được là tăng định lượng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Các giải pháp khác hiện đang trong thời kỳ nghiên cứu và chưa có kết quả rõ ràng
Tất cả những giải pháp đảm bảo an toàn khả năng vận chuyên của đường ống đang được áp dụng cho đường ống RP-3=>RP-I hiện nay, sẽ vẫn có giá trị cho đường ống mới RP-3=>RP-2
Như vậy, sau khi đưa giàn trung tâm RP-2 vào vận hành, thì dầu khai thác trên khu vực Đông nam sẽ được thu gom, tách khí, không cần tiến hành
tách nước và được bơm về giàn RP-2 để xử lí Trong trường hợp vận chuyển sản phâm từ RP-3 về RP-2 dưới đạng hỗn hợp dầu khí thì quá trình tách khí
sẽ diễn ra trên RP-2, còn việc xử lí tiếp theo có thể được thực hiện trên RP-2
hoặc về tàu chứa (UBN)
3.2 Giái pháp hợp lý để thu gom vận chuyến hỗn hợp dầu khí ở khu vực
m6 Nam Rồng - Đồi Môi
3.2.1 Tính cấp thiết trong việc thu gom hỗn hợp dầu khí ớ khu vực mó
Nam Rồng - Đồi Mỗi
Chúng ta đều biết, dầu khí của Việt Nam chủ yếu được khai thác ở các
mỏ ngoài khơi như mỏ Bạch Hồ, Rồng, Rạng Đông, Đại Hùng, Sư Tử
Đen Tính đến thời điểm hiện tại, lượng dầu thô khai thác được ở hai mỏ
Bạch Hồ và Rồng là trên 160 triệu tắn Hiện nay sản phâm khai thác từ hai mỏ này đã giảm xuống, tuy nhiên khả năng làm việc của các thiết bị còn tốt
Trong vài năm qua, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam đã phát hiện và
đưa vào khai thác nhiều mỏ mới như: Nam Rồng - Đôi Môi, Cá Ngư Vàng, Tê Giác Trắng , tuy nhiên trữ lượng dầu khí ở các mỏ này chỉ ở mức độ khiên tốn Từ thực tế khai thác dầu ở trên thế giới cho thấy, nếu như sán phẩm khai thác hàng ngày ở một mỏ không lớn hơn 3000 Thùng/ngày thì việc kết
nói hệ thống khai thác ở mỏ đó với các mỏ lớn lân cận là cách làm hiệu quả
nhất Mỏ Nam Rồng - Đồi Môi nằm ở phía Nam khu vực mỏ Rồng, cách giàn RP-I mỏ Rồng 18 km Hiện tại sản phẩm khai thác hàng ngày trên RP-I
Trang 36
khoảng 150 Thùng/ngày Theo thiết kế thì khả năng làm việc của các thiết bị
ở đây có thể xử lý được khoảng 5000 Thùng/ngày Trong khi đó theo ước tính sản phẩm khai thác lớn nhất trong ngày ở khu vực mỏ Nam Rồng —- Đồi Môi khoảng 3600 mỶ/ngày và nhỏ nhất là 500 m/ngày Xuất phát từ thực tế như vậy, nên giải pháp kết nối mỏ Nam Rồng - Đồi Môi với mỏ Rồng là cách làm mang lại hiệu quả cao Tức là sản phẩm khai thác ở mỏ Nam Rồng - Đồi Mỗi sẽ được vận chuyển về mỏ Rồng để xử lý, sau đó sẽ hòa cùng với sản phẩm khai thác tại đây để vào hệ thống thu gom vận chuyền chung Việc kết nối mỏ Nam Rồng - Đồi Mỗi với mỏ Rồng thành công sẽ mở ra cơ hội cho vấn đề
khai thác các mỏ dầu có trữ lượng nhỏ ở khu vực thềm lục địa Việt Nam Khi
kết nối với hệ thống thu gom của mỏ Rồng thì sẽ này sinh những vấn đề phức tạp đó là hiện tượng lắng đọng parafin và cắc tạp chat trong đường ống Bởi
vì đầu ở khu vực Nam Rồng ~ Đồi Môi có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt cao Các kết quả phân tích cũng cho thấy năng lượng vỉa ở tầng móng khu vực
Nam Rồng - Đôi Môi là thấp Chính vì vậy việc đảm an toàn đề thu gom và
vận chuyền sản phẩm của mỏ sẽ là vấn đề mang tính thời sự và có ý nghĩa thực tiễn cao 3.2.2 Các phương án thu gom hỗn hợp dầu khí ớ khu vực Nam Rồng - Đồi Môi Hiện tại trên khu vực mỏ dự kiến xây dựng hai công trình biển theo các phương án sau: - 1 giàn có định (MSP) và I giàn nhẹ (BK) (phương án l và 2); - 2 giàn nhẹ (BK) (phương án 3)
Trong khuôn khổ đồ án em chỉ xin nghiên cứu, tính toán về phương án
1 giàn cố định và I giàn nhẹ (phương án 1 và 2) Theo như phương án này, trên khu vực mỏ dự kiến xây dung 01 giàn cố định (MSP) RP-4 tại điểm có
giếng khoan thăm đò R-20 và R-25 và 01 giàn nhẹ (BK) RC-DM tại điểm có
giếng khoan thăm dò DM-2X Khi đó trên RC-DM sẽ khoan và lần lượt đưa vào khai thác II giếng (bao gồm cả hai giếng đã thăm dò) Trên RP-4 quá
trình khoan cũng sẽ được tiến hành đồng thời trong khoảng thời gian tương
tự, nhưng sẽ đưa vào khai thác từ năm thứ 5 Theo như kế hoạch, những giếng
đầu tiên trên RC-DM sẽ được đưa vào khai thác từ năm thứ nhất và những
Trang 37
giếng cuối cùng vào năm thứ 3 đối với phương án không bơm ép, hoặc năm thứ 4 cho phương án bơm ép duy trì áp suất via
3.2.2.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành
Cho đến thời điểm đưa RP-4 vào vận hành sản phâm khai thác trên RC-
DM sẽ được vận chuyển về RP-I hoặc RP-3 của mỏ Rồng đề tách khí và sau
đó bơm về tàu chứa (UBN) Sơ đồ vận chuyền sản phẩm RC-DM được trình
bày theo các phương án sau:
- Sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyền qua RP-4 tới RP-I để tách khí và bơm đến UBN Để thực hiện
việc này thì cần phải xây dựng các đoạn đường ống bọc cách nhiệt mới RC-
DM ->RP-4-> RP-I với tổng chiều dài 13,5 km (hình 3.2)
- Sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được
vận chuyền qua RP-4 về RP-3 để tách khí và bơm đến UBN Để thực hiện việc này thì cần phải xây dựng các đoạn đường ống bọc cách nhiệt mới RC-
DM -> RP-4, chiều dài 3,5 km và RP-4 -> RP-3, chiều dài 16 km (hình 3.3)
UBN-3
®—— Tuyền đường ống đã xây dựng “—— Đường vân chuvến dầu _
<= Đường vận chuyển hỗn hợp dầu khí
Hình 3.2 Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi dưa RP-4 vào vận hành RC-DM ->RP-4-> RP-I
Trang 38
i aN — Tuyén duing dng da xay dung
{ RCDM ‡ S——— tường vận chuyển dầu
F~=~ Đường vận chuyển hỗn hợp dầu
khí
Hình 3.3 Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời
điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RC-DM ->RP-4-> RP-3 3.2.2.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành
Sau khi đưa RP-4 vào vận hành, sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới
dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyên về RP-4 để tách khí, sau đó ngoài được vận chuyên về RP-I ta xét thêm khả năng vận chuyền theo các phương án sau:
- Theo đường ống RP-4 -> RP-3, Ø 325*16 mm, L=16 km; - Theo đường ống RP-4 -> RP-2, Ø 325*16 mm, L=18 km;
- Theo đường ống RP-4 ->UBN-3, Ø 325*16 mm, L=17 km;
Sơ đồ vận chuyền sản phẩm thể hiện trên hình 3.4
Trang 39
+ ¢ Tuyên đường ông đã xây dựng Á ng Ẩng đã xây
i RN 4—— bườn vận chuyển dầu
= == Đường vận chuyên hỗn hợp dầu khí
Hình 3.4 Sơ đồ vận chuyển sản phẩm sau khi đưa RP-4 vào vận hành 3.2.3 Tính toán nhiệt thủy lực cho các phương án vận chuyến
3.2.3.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành
* Phương án thu gom và vận chuyển sắn phẩm về RP-1 (hình 3.2)
Do có thể kết nối với đường ống vận chuyên của khu vực Nam trung
tâm Rồng (RC-5) ở khoảng cách giữa RP-I và RP-4 (§ km đến RP-I và 5,5 km tới RP-4), nên trong các tính toán nhiệt thuỷ nhiệt học cần phải tính đến
khối lượng đầu được khai thác ở khu vực này Ngoài ra, các tính toán nhiệt
thủy lực trong vận chuyền hỗn hợp sản phẩm từ RC-DM tới RP-I dựa trên lưu lượng vận chuyển trong một ngày đêm lớn nhất là 3902 mỶ/ngđ, hàm
Trang 40
lượng nước 2,5%, và 3425 mỶ/ngđ với hàm lượng nước 2,9% Để tính toán đã chấp nhận một số dữ liệu như sau:
+ Dầu được xử lý bằng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc với định luong 1500 g/t
+ Nhiệt độ ban đầu của dầu: 50°C;
+ Nhiệt độ nước biển: 24°C;
+ Đường Ống:
- RC-DM -> RP-4 (L = 3,5 km, Ø 325*16 mm); - RP-4 -> RP-I (L = 13,5 km, Ø 325*16 mm);
Phụ thuộc vào các phương án khai thác dầu trên các công trình ta có
một số phương án vận chuyển sản phẩm từ các công trình đó về RP-I như Sau:
Phương án A: Khi khai thác bằng máy bơm điện chìm, sản phẩm khai
thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí (HHDK) sẽ được vận chuyền về
RP-I để tách khí và sau đó bơm về UBN;
Phương án B: Khi khai thác bằng gaslift, sản phâm khai thác trên RC- DM đưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển về RP-1 để tách khí và
sau đó bơm về UBN;
Phương án C: Khi khai thác bằng gaslift, sản phâm khai thác trên RC-
DM đưới đạng đầu bão hoà khí (DBHK) (sau khi tách khí sơ bộ bằng thiết bị
UPOG, thiết bị này được lắp đặt trên RC-DM) được vận chuyền về RP-I để tách khí và sau đó bơm về UBN;
Các thông số vận chuyển theo đường ống RC-DM-> RP-1 có tính đến sản phẩm của RC-5 theo các phương án khai thác trình bày trong bảng 3.1