CHƯƠNG III CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO 3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều parafin có thể pha loãng nó với các dung môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp như : Dầu thô ít parafin. Condensat thu hồi từ khí dầu. Các sản phẩm của quá trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen. Các dẫn suất Hydrocacbon như tetraclorua, clorua cacbon4. Các Hydrocacbon thơm như Benzene, Toluen. Cơ chế của quá trình pa loãng dầu parafin có thể giải thích như sau: Độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin. Việc pha loãng dầu thô bằng dung môi sẽ làm giảm nồng độ parafin, kéo theo sự giảm độ nhớt và đông đặc. Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp để vận chuyển như vậy sẽ giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định. Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trương hợp làm tăng khả năng lắng đọng parafin và asphalten trên thành đường ống và như vậy lại phải cần những biện pháp công nghệ và chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin và asphalten. Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng không thể đáp ứng được nhu cầu cảu sản xuất nếu lượng thu hồi tại mỏ quá nhỏ so với lượng dầu khai thác lên, nếu dung xăng, dầu hỏa… thì chi phí rất cao, dùng các dẫn xuất hydrocacbon : CHCL3, CCl4 thì không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, do đó phương pháp này ít được sử dụng trong thực tế. 3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là phương pháp phổ biến nhất để vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vân chuyển nóng. Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo đường ống. Tiêu hao năng lượng để vận chuyển chất lỏng trong đường ống tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiều hao một năng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn τ o. Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất trượt tĩnh của chất lỏng. Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động không kinh tế. Trong những trường hợp đó máy bơm piston được xem xét. Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng. Khac với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu ở cuối đường ống. Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các ống khác ( đường ống hơi nước, đường ống nước nóng…). Đặt đường ống trong đường hầm sưởi. Tuy nhiên, ở Việt Nam trong điều kiện khai thác mỏ dầu ngoài khơi. Đường ống nằm dưới đấy biển trong môi trường thất thoát lớn, các biện pháp nhằm bảo ôn đương ống là khó thực hiện do hiệu quả chưa cao, chi phí đầu tư lớn.
MỤC LỤC MỤC LỤC CHƯƠNG I .14 TỔNG QUAN MỎ ĐẠI HÙNG VÀ TÍNH CHẤT DẦU THÔ ĐẠI HÙNG 14 1.1.1 Vị trí địa lý 14 1.1.2 Khí hậu vùng mỏ 15 1.2Lịch sử tìm kiếm-thăm dò phát triển 15 1.3 Địa chất địa vật lý 17 1.3.1 Địa tầng 17 1.3.2 Cơ sở cấu trúc 19 1.4 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng 20 1.4.1 Tính chất hóa học chung 21 1.4.2 Tính chất vật lý 22 1.4.2.1 Khối lượng riêng 22 1.4.2.2 Độ nhớt 23 1.4.3 Tính chất lưu biến dầu thô 25 CHƯƠNG II 35 LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ TRONG ĐƯỜNG ỐNG 35 2.1Hiện tượng lắng đọng parafin .35 2.2 Cơ chế lắng đọng parafin .36 2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trình lắng đọng parafin 38 2.3.1 Nhiệt độ 38 2.3.2 Áp suất 38 2.3.3 Thành phần, hàm lượng parafin khí hòa tan 38 2.3.4 Tốc độ dòng chảy 39 2.4 Tốc độ lắng đọng parafin đường ống 40 2.5 Ảnh hưởng lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu 42 2.6 Các phương pháp xử lý lắng đọng parafin đường ống vận chuyển dầu thô .44 2.6.1 Phương pháp học 45 2.6.2 Phương pháp nhiệt 47 2.6.3 Phương pháp dùng dung môi: 49 2.6.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng .49 CHƯƠNG III 51 CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO .51 3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao với chất lỏng có độ nhớt thấp 51 3.2 Gia nhiệt cho dầu vận chuyển dầu nóng 51 3.3 Vận chuyển dầu xử lý nhiệt 52 3.4 Xử lý dầu hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc) 53 3.5 Vận chuyển dầu nước 54 3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí 55 3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách .56 CHƯƠNG IV 57 LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG TỪ ĐH02 – ĐH01 57 4.1 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề mặt đá vỉa 57 4.1.1 Cơ chế tác dụng PPD chất trợ hấp phụ (activator) 57 4.1.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin phương pháp hấp phụ PPD 58 4.1.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa .59 Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho giếng khai thác dầu 60 4.1.4 Kết luận 62 4.2 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng .62 4.2.1 Giàn xử lý điều khiển trung tâm (giàn FPU-ĐH01) 62 4.2.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-ĐH02 64 4.2.3 Phao CALM .64 4.2.4 Tàu chứa xuất dầu (FSO) 64 4.3 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH02 – ĐH01 70 4.3.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực .70 4.3.2 Các nguyên tắc tính toán 71 4.3.3 Công thức để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển 71 4.4 Áp dụng cho công tác tính toán đường ống dẫn dầu ĐH02- ĐH01 79 4.5 Vận hành bảo trì hệ thống khai thác đường ống vận chuyển toàn mỏ Đại Hùng 81 TÀI LIỆU THAM KHẢO 85 DANH MỤC HÌNH ẢNH MỤC LỤC CHƯƠNG I .14 TỔNG QUAN MỎ ĐẠI HÙNG VÀ TÍNH CHẤT DẦU THÔ ĐẠI HÙNG 14 1.1.1 Vị trí địa lý 14 Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng 14 1.1.2 Khí hậu vùng mỏ 15 1.2Lịch sử tìm kiếm-thăm dò phát triển 15 1.3 Địa chất địa vật lý 17 1.3.1 Địa tầng 17 Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng 19 1.3.2 Cơ sở cấu trúc 19 1.4 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng 20 1.4.1 Tính chất hóa học chung 21 1.4.2 Tính chất vật lý 22 1.4.2.1 Khối lượng riêng 22 1.4.2.2 Độ nhớt 23 1.4.3 Tính chất lưu biến dầu thô 25 Hình 1.3 : Đường cong chảy (a) va đường cong nhớt chất lỏng nhớt (b) 26 Hình 1.4 Đường cong chảy chất lỏng Bingham Newton 29 Hình 5: Mối tương quan độ nhớt dẻo dầu tầng móng hàm lượng nước 33 - Ảnh hưởng hóa phẩm: 34 - Ảnh hưởng hàm lượng keo nhựa: .34 CHƯƠNG II 35 LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ TRONG ĐƯỜNG ỐNG 35 2.1Hiện tượng lắng đọng parafin .35 2.2 Cơ chế lắng đọng parafin .36 2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trình lắng đọng parafin 38 2.3.1 Nhiệt độ 38 2.3.2 Áp suất 38 2.3.3 Thành phần, hàm lượng parafin khí hòa tan 38 2.3.4 Tốc độ dòng chảy 39 2.4 Tốc độ lắng đọng parafin đường ống 40 Hình 2.1 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu Đại Hùng điều kiện nhiệt độ vận chuyển khác 41 2.5 Ảnh hưởng lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển dầu 42 Hình 2.2 Lắng đọng parafin đường ống dẫn dầu 44 2.6 Các phương pháp xử lý lắng đọng parafin đường ống vận chuyển dầu thô .44 2.6.1 Phương pháp học 45 Hình 2.3 Con thoi (pig) bệ phóng thoi .47 2.6.2 Phương pháp nhiệt 47 2.6.3 Phương pháp dùng dung môi: 49 2.6.4 Phương pháp chất phân tán lắng đọng .49 CHƯƠNG III 51 CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO .51 3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao với chất lỏng có độ nhớt thấp 51 3.2 Gia nhiệt cho dầu vận chuyển dầu nóng 51 3.3 Vận chuyển dầu xử lý nhiệt 52 3.4 Xử lý dầu hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc) 53 3.5 Vận chuyển dầu nước 54 3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí 55 3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách .56 CHƯƠNG IV 57 LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG TỪ ĐH02 – ĐH01 57 4.1 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề mặt đá vỉa 57 4.1.1 Cơ chế tác dụng PPD chất trợ hấp phụ (activator) 57 Hình 4.1 Cơ chế ngăn ngừa lắng đọng parafin PPD .58 4.1.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin phương pháp hấp phụ PPD 58 Hình 4.2 Quá trình chui vào bên lỗ rỗng đá vỉa cảu sản phẩm tương tác PPD chất phụ gia activator 59 4.1.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa .59 Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho giếng khai thác dầu 60 4.1.4 Kết luận 62 4.2 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Đại Hùng .62 4.2.1 Giàn xử lý điều khiển trung tâm (giàn FPU-ĐH01) 62 Hình 4.3 Mô hình khai thác mỏ Đại Hùng từ FDP-2006 đến 31/12/2013 64 (thêm giếngWHP-ĐH02) 64 4.2.2 Khu vực khai thác từ giàn WHP-ĐH02 64 4.2.3 Phao CALM .64 4.2.4 Tàu chứa xuất dầu (FSO) 64 4.3 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH02 – ĐH01 70 4.3.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực .70 4.3.2 Các nguyên tắc tính toán 71 4.3.3 Công thức để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển 71 4.4 Áp dụng cho công tác tính toán đường ống dẫn dầu ĐH02- ĐH01 79 4.5 Vận hành bảo trì hệ thống khai thác đường ống vận chuyển toàn mỏ Đại Hùng 81 TÀI LIỆU THAM KHẢO 85 DANH MỤC BẢNG BIỂU MỤC LỤC CHƯƠNG I .14 TỔNG QUAN MỎ ĐẠI HÙNG VÀ TÍNH CHẤT DẦU THÔ ĐẠI HÙNG 14 1.1.1 Vị trí địa lý 14 Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng 14 1.1.2 Khí hậu vùng mỏ 15 1.2Lịch sử tìm kiếm-thăm dò phát triển 15 1.3 Địa chất địa vật lý 17 1.3.1 Địa tầng 17 Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng 19 1.3.2 Cơ sở cấu trúc 19 1.4 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng 20 Bảng 1.1 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng 20 1.4.1 Tính chất hóa học chung 21 1.4.2 Tính chất vật lý 22 1.4.2.1 Khối lượng riêng 22 1.4.2.2 Độ nhớt 23 Bảng 1.2 Ảnh hưởng nhiệt độ đến độ nhớt động học dầu 24 Bảng 1.3 Tính chất nhiệt độ đông đặc dầu thô số mỏ Việt Nam 25 Bảng 1.4 Nhiệt độ đông đặc dầu thô nhiều parafin cảu số nước giới .25 1.4.3 Tính chất lưu biến dầu thô 25 Hình 1.3 : Đường cong chảy (a) va đường cong nhớt chất lỏng nhớt (b) 26 Chất lỏng giả dẻo (đường 3) có độ nhớt giảm tốc độ biến dạng tăng Khi ứng lực tăng, vật liệu hóa lỏng trở nên linh động hơn, hạt không đối xứng kéo dài, định hướng huyền phù, chuỗi polime phân đoạn để có sức cản chảy bé 27 Một số nhựa, hắc ín dung dịch polyme, chẳng hạn polycloruavil, có tính chất dẻo tốc độ biến thiên thấp dilatant tốc độ biến dạng cao 27 Mô hình phi tuyến cho hai loại chất lỏng mô hình Ostwald de waele : .27 τ = µ (dv/dr)n (1.2) .27 µ η xem hai thông số lưu biến Trong đó, khác với (1.1),µ số η đặc trưng cho mức độ ổn định chất lỏng η1 chất lỏng dilatant .27 Phương trình 1.2 mô tả kết thí nghiệm cho đa số chất lỏng phi Newton độ dẻo vùng tốc độ biến dạng trung bình Ở vùng biến dạng thấp cao, đường cong tuyến tính theo quy luật Newton Mô hình áp dụng cho huyền phù , vữa xi măng, sản phẩm dược thực phẩm,sinh học, dung dịch polyme, dung dịch khoan… 27 Ta bắt gặp loại chất lỏng có đường cong chảy không qua gốc tọa độ, với giá trị ứng lực bé giá trị giới hạn τ0 thường gọi ứng lực cắt giới hạn ứng lực cắt động biến dạng, vượt giá trị bắt đầu chảy (đường 4) Khi τ < τ0 trạng thái rắn, τ > τ0 trạng thái nhớt dẻo Mô hình Bingham xây dựng cho trường hợp này: .27 τ = τ0 + µ* (dv/dr) (1.3) 27 Hai thông số lưu biến ứng lực giới hạn τ0 độ nhớt dẻo µ*, gọi độ nhớt cấu trúc Như vậy, Bingham đưa chất lỏng có tính chất dẻo, áp dụng cho chất rắn có tính chất nhớt Ở trạng thái đứng yên, chất lỏng có cấu trúc tinh thể chất rắn( mạng parain) để có dòng chảy cần phải có ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc sau tuân theo định luật Newton 27 Ngoài khái niệm độ nhớt cấu trúc, người ta dùng khái niệm độ nhớt biểu kiến : 27 µa =µ* + (1.4) 28 Các chất lỏng mô tả theo mô hình Bingham bao gồm huyền phù ( dung dịch khoan, vữa xi măng) sơn dầu, dầu thô có nhiều parafin nhiệt độ thấp… Trong chất lỏng dẻo kể đến chất lỏng mô hình Bingham, tức không tuyến tính (đường 5,6) Tuy chất lỏng cầu trúc, sau vượt ứng lực giới hạn không tuyến tính Mô hình mô tả Herschell Bulkey : 28 Thường gọi mô hình rắn-dẻo gồm ba thông số lưu biến τ0, µ* η Từ (1.5) ta nhận xét : 28 Khi τ0 = ; µ*= const; η = chất lỏng Newton .28 Khi τ0 =0 ta có mô hình Ostward 28 Khi η = ta có mô hình Bingham: 28 η > đường cong 28 η 2320, giá trị λ tính toán theo công thức thực nghiệm, tùy theo ba vùng thủy lực: a Vùng thủy lực phẳng: hệ số λ không phụ thuộc vào độ nhám mà phụ thuộc vào hệ số Reynolds khoảng: 2320 < Re < ; (4.7) Ta thường dung công thức Brasius : λ = 0,3164.Re-0,25; (4.8) b Vùng chuyển tiếp: vùng ma sát hỗn hợp , giá trị λ phụ thuộc vào Re độ nhám Gía trị Re khoảng: < Re < ; (4.9) Để xác định λ người ta thường dùng công thức “đa năng” Bản chất Re lớn dung dạng λ = f(ε), Re bé dung dạng λ = f(Re) Ở Nga hay dùng công thức Ixaep: 1,1 = -1,8.lg.[( + ]; (4.10) Hoặc công thức Antosun: ∍ )0,25 ; λ = 0,11( (4.11) K∍ : Độ nhám tương đương e/D; Ở phương tây hay dùng công thức Kolbruc: = -2lg( + ); (4.12) 74 Công thưc 4.12 có độ xác cao tương đối vạn song việc vận dụng khó khăn λ có mặt hai vế nên phải tiến hành tính gần theo phương pháp thử lặp Công thức 4.11 dễ tính toán sai số không đáng kể c Vùng thủy lực nhám ( ma sát bình thường) : λ phụ thuộc vào ε không phụ thuộc vào chế độ chảy Re, thường gọi vùng tự chỉnh với giá trị độ nhám có giá trị λ Vùng gặp công nghiệp dầu, lúc gặp cố giếng phun hở Gía trị λ thường xác định theo công thức Nicurat: λ = (1,74 -2lgε)-2 (4.13) Để xác định độ tổn hao ma sát, công thức 2-2 sử dụng công thức tổng quát, Laybenzon xây dựng sở thay ν = 4Q/πD2 vào công thức 2-2 vận dụng thêm công thức 2-4 để có: ∆P ms= hms γ = β .= β .ρl; (4.14) Trong đó: β = Với chế độ dòng, A = 64; m=1; Với chế độ chảy rối, A = 0,3164, m = 0,25; Và ma sát bình thường, A = 0,11 (K3/D)0,25 , m = 0; Để đánh giá tổn hao áp lực theo chiều dài ống, ta dùng khái niệm độ dốc thủy lực tổn ao ma sát đơn vị chiều dài: i= = ; (4.15) Ngoài tổn hao ma sát theo chiều dài tuyến ống, ta phải bố trí van chặn (khóa), van ngược, có cút cong, điểm uốn lượn… qua đó, dòng chảy chịu tổn hao thủy lực phụ gọi tổn thất cục bộ, Chủ yếu phụ thuộc vào cột áp tốc độ, theo công thức: 75 = ; (4.16) �: Hệ số kháng cục phụ thuộc vào Re, độ nhám độ mở tiết diện ν: Tốc độ dòng chảy cục bộ; Để thuận lợi ta thường quy đổi chiều dài tương đương l∍ để tinh toán theo công thức Darcy – Weisbach: hcb = λ ; (4.17) Từ 2-13 2-14: � =λ Ta có l∍= D; (4.18) Các giá trị � tra cứu theo cẩm nang thủy lực Khi tính toán tổn hao thủy lực ma sát có tính đến tổn hao cục ta tính cho chiều dài lí thuyết (llt) chiều dài thực (ltt) chiều dài tương đương (l∍) llt = ltt + l∍; lms = λ (4.19) Với tuyễn dốc có độ dốc địa hình tổn hao cục tổng tổn hao là: ∆P=∆Pms ∆P(X) + ∆Pcb =β ρl ρg.∆Z +∆Pcb (4.20) Dấu (+) bao gồm tổng chiều cao nâng dấu (-) bao gồm tổng phần hạ thấp tuyến ống 76 ∆P = λ ρ ρg.∆Z+ ∆Pcb; (4.21) 4.3.3.2 Với hỗn hợp dầu khí Chỉ số Froude Frc = (4.28) Và hàm lượng khí: β = (4.22) vh:tốc độ trung bình hỗn hợp vh= (4.23) G: Gia tốc trọng trường; D: Đường kính ống; S: Tiết diện ống; Va, Q1: tương ứng lưu lượng không khí chất lỏng Xác định ranh giới cấu trúc Ngoại trừ cấu trúc bọt, tính toán người ta chia cấu trúc ba cấp: nút, phân lớp màng phân tán Do chế độ phân lớp có ống ngang ống xuống có độ nghiêng bé nên thường phân biệt ranh giới chuyển tiếp từ phân lớp qua nút Ta quan sát trự tiếp từ ống thủy tinh xử lý số liệu thực nghiệm xây dựng đường cong theo hệ tọa độ β đặc trưng qua số Froude Frc = 0,2 + (4-24) Từ ta có đường cong phân chia hai vùng cấu trúc phân lớp nút dòng chảy, đường cong biểu tị phương trinh thực nghiệm sau: =(0,2 - ; Các số liệu thực nghiệm với hốn hợp không khí-nước cho thấy Frc > dòng có cấu trúc nút, Frc < có cấu trúc phân lớp sóng : góc nghiêng ống với phương ngang : hệ số sức kháng thủy lực, xác định theo công thức: 77 (4.25) ; 0,067 ; (4-26) r: tốc độ dòng chảy không áp chất lỏng ống dốc xuôi (do trọng lực) = ; : Tổn hao ma sát chiều dài ∆x; tính theo hệ số Re = ν1 D/ν1 Theo phương pháp tính lặp gần Với ống dốc ngược thẳng đứng tồn ranh giới chảy nút àng phân tán Ranh giới thu kết thực nghiệm cho hỗn hợp nướckhông khí dầu- không khí xây dựng đường cong theo hệ tọa độ: β We : tiêu chuẩn Weber; ρ1 , ρg : mật độ lỏng, khí We = ; (4-27) : sức căng bề mặt hệ thống lỏng – khí , N/m; Từ chất lỏng có độ nhớt khác nhau, ta thu đường cong ranh giới khác Với cấu trúc phân lớp : Xuất dòng chảy ngang dốc xuôi, để tránh việc xác định hàm lượng thể tích khí thực tế, người ta dung công thưc: ∆P = λg .ρg - ∆Z.g.ρg ; (4.28) λg : hệ số sức cản thủy lực khí, xác định theo hệ số Reh; Reh = ; (4.29) 78 νh : tốc độ hốn hợp Nếu ta có giá trị hàm lượng khí thực - = λg dung công thức Bernoulli : ρg +ρg.sin ; (4.30) Dt: Đường kính thủy lực Dt = ; (4.31) : Hàm lượng khí thực, : góc hợp với mặt phân chia khí- ầu νh = ; (4.32) Qs : lưu lượng dầu bão hòa khí 4.4 Áp dụng cho công tác tính toán đường ống dẫn dầu ĐH02- ĐH01 • Các thông số tính toán sau: - Áp suất đầu ĐH01 P2 =17,2 Bar (16,6at); - Mật độ dầu ρdo = 871,3 kg/m3; - Đường kính đoạn ống mềm :D i =6 inch (0.1524m=15.24cm) bọc cách nhiệt; độ nhám tuyệt đối e = 0,2 mm=0.02cm; - Lưu lượng vận chuyển khoảng Q = 8.000 thùng dầu/ngày đêm (=0.01472 m3/s) từ giàn WHP-ĐH02 giàn FPU-ĐH01; 79 - Độ nhớt động học 50oC ν d(500C) = 7,09 mm2/s; Độ nhớt động học 70oC ν d(400C) = 4.67 mm2/s; - Nhiệt độ hỗn hợp dầu khí ĐH02 500C; -Nhiệt độ môi trường 240C; - Chiều dài tuyến ống 5000m; • Tính toán S diện tích ống S= Vận tốc dài v = = =0.0182 m2 = = 0,81 m/s ν d(500C) = 7,09 mm2/s = 7,09.10-6 Độ nhám tương đối vách ống ε = Re= Ta thấy = =2,625.10-3 =17354,3 < Re < trạng thái dòng chảy vùng chuyển tiếp, vùng ma sát hỗn hợp Giá trị λ xác định theo công thức λ = 0,11( )0,25 ; 80 K∍ = = = 1,31.10-3 )0,25 =0,0368 λ = 0,11( ∆P ms = λ .ρ =0.0368 .871,3 = 345096,6 Pa = 3,4at Do tuyến ống nằm ngang nút cong, điểm uốn lượn nên ta coi ∆Pz ∆Pcb =0 Vậy ∆P=∆P ms= 3,4at Từ áp suất trạm bơm đầu tuyến phải đảm bảo bơm với P 1= ∆P + P2= 3,4+16,6=20 at 4.5 Vận hành bảo trì hệ thống khai thác đường ống vận chuyển toàn mỏ Đại Hùng Hoạt động vận hành khai thác bảo dưỡng hệ thống thiết bị quản lý, giám sát thực PVEP POC bao gồm ban Giám đốc phòng ban kỹ thuật chịu trách nhiệm quản lý, giám sát, chịu trách nhiệm thực công tác vận hành khai thác bảo duỡng trực tiếp khơi, hoạt động liên quan khác bờ Hoạt động vận hành bảo dưỡng hệ thống khai thác mỏ thực tuân theo hệ thống quản lý mỏ Đại Hùng diễn giải chi tiết tài liệu quy trình hệ thống quản lý (MSM – Management System Manual), bao gồm tất quy trình vận hành hệ thống công nghệ, quy trình bảo dưỡng hệ thống thiết bị, quy trình hoạt động hàng hải, quy trình ứng cứu cố, quy trình mua sắm trang thiết bị… Các quy trình tổng hợp, hiệu chỉnh cập nhật qua suốt trình vận hành khai thác mỏ Đại Hùng từ lúc BHHP nhà điều hành Ngoài chương trình hoạt động bảo 81 dưỡng hỗ trợ sở liệu quản lý bảo dưỡng thiết lập, theo dõi kiểm tra phần mềm Maximo Công tác vận hành khai thác mỏ Đại Hùng tuân theo nguyên tắc mục tiêu sau: • Điều hành mỏ cách an toàn, tối thiểu ảnh hưởng xấu đến an toàn môi trường Tạo môi trường làm việc không xảy tai nạn ảnh hưởng xấu đến sức khỏe đội ngũ cán bộ, kỹ sư, công nhân Nhà điều hành nhà thầu tham gia Quy trình vận hành cập nhật hiệu chỉnh phù hợp điều kiện thực tế hệ thống thiết bị, đơn giản dễ thực Sử dụng mục đích, công suất tối đa thời gian hoạt động hệ thống thiết bị Tối thiểu chi phí vận hành tối đa lợi nhuận cho công ty Hệ thống công nghệ giàn FPU-ĐH01 vận hành trực tiếp đội ngũ kỹ sư công nhân giàn liên tục 24 giờ/ngày (chia làm ca, ca 12 giờ) thực tuân theo quy trình vận hành tài liệu MSM Giàn đầu giếng phía Nam (WHP-ĐH02) thiết kế điều khiển vận hành từ xa thông qua hệ thống điều khiển lắp phòng CCR giàn FPUĐH01 Các chức điều khiển vận hành từ xa gồm có: Điều chỉnh cỡ côn khai thác để hiệu chỉnh lưu lượng khai thác • giếng • Chuyển giếng từ chế độ khai thác sang chế độ thử ngược lại • Theo dõi ghi nhận thông số khai thác giếng • Đóng mở giếng khai thác • Theo dõi nhiệt độ áp suất đồng hồ lắp đáy giếng sâu • Khởi động lại giàn sau dừng khai thác hệ thống điều khiển bên 82 phía giàn FPU-DH01 gây • Đóng mở van đầu giếng Đối với hoạt động vận hành cần có can thiệp người như: bảo dưỡng định kỳ, can thiệp giếng, cung cấp nhiên liệu, hoá chất, vận hành bơm, máy phát điện tạm thời…nhân lực vận chuyển sang giàn tàu dịch vụ Trong tình đặc biệt thời tiết xấu tiếp cận giàn tàu, sử dụng máy bay để vận chuyển người qua giàn Cơ chế vận hành giàn đầu giếng phía Nam xem xét chi tiết trình thiết kế, để đảm bảo hoạt động vận hành thiết bị giàn đơn giản, tin cậy phải đảm bảo tính đồng kết nối với hệ thống có Đội ngũ nhân lực vận hành đào tạo làm quen với hệ thống thiết bị quy trình vận hành trước vận hành thử đưa hệ thống vào hoạt động Các yếu tố an toàn đánh giá phân tích rủi ro xảy trình vận hành xem xét trình thiết kế chi tiết để giảm thiểu tối đa rủi ro Thực tế vận hành WHP-ĐH02 thời gian qua cho thời gian “uptime” cao (> 90 %), phần lớn downtime nguyên nhân thời tiết (sóng lớn, bão ) phải tách tàu FSO khỏi phao CALM 83 KẾT LUẬN Quá trình nghiên cứu phương pháp thu gom, xử lý vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao đường ống khu vực mỏ Đại Hùng có ý nghĩa quan trọng mặt lý thuyết lẫn thực tế Hàm lượng parafin cao nguyên nhân phức tạp hóa tính chất lưu biến dầu Điều làm gia tăng mức độ lắng đọng chất parafin – keo – nhựa bề mặt thành ống, hạn chế khả vận chuyến đường ống, làm gia tăng tổn hao áp suất, gây nguy tắc ống cao Việc nghiên cứu xác định tính lưu biến dầu thô trình thu gom, vận chuyển quan trọng cần thiết, đặc biệt dầu nhiều parafin, nhiệt độ đông đặc cao dầu khai thác khu vực mỏ Rồng Thông qua việc nghiên cứu đó, nắm bắt quy luật biến đổi yếu tố ảnh hưởng định đến tính chất hóa lý, tính lưu biến dầu thô Từ đó, ta có sở để đưa phương pháp nhằm cải thiện tính lưu biến dầu để vận chuyển, đảm bảo cho trình bơm dầu có hàm lượng parafin nhiêt độ đông đặc cao đường ống Công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin đường ống khai thác phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa nghiên cứu hoàn toàn khả thi áp dụng với mỏ Đại Hùng phù hợp công nghệ khai thác, đối tượng dầu thô địa chất cảu mỏ Đại Hùng Việc áp dụng công nghệ vừa giúp giảm tần suất xử lý chi phí xử lý lắng đọng parafin vừa giúp tăng sản lượng giếng dầu xử lý (do parafin không lắng đọng đường ống khai thác) Vì việc đưa công nghệ vào áp dụng thực tế khai thác dầu thô mỏ Đại Hùng nói riêng Việt Nam nói chung mang lại lợi ích lớn đạt hiệu kinh tế cao 84 Việc tính toán thủy lực cho đường ống vận chuyển dầu – khí sở để lựa chọn phương án vận chuyển tối ưu nhất, đảm bảo yêu cầu kĩ thuật đề TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] PGS.TS Lê Xuân Lân, Giáo trình thu gom – xử lý dầu – khí – nước (Dùng cho ngành kĩ thuật dầu khí), Hà Nội 2005 [2] Phùng Đình Thực, Xử lý vận chuyển dầu mỏ, Nxb Đại học quốc gia Hồ Chí Minh [3] Điều chỉnh Kế hoạch phát triển mỏ Đại Hùng tới thời điểm 31/12/2013, PVEP 2013 [4] Tạp chí dầu khí Việt Nam 2015 85 86