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

1 MỤC LỤC DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Thông số hệ thống công nghệ đường ống vận chuyển dầu thô mỏ Bạch Hổ Bảng 2.1 Trị số các hàm số F1, F2, F3 & F4 41 Bảng 2.2 Giá trị các hằng số đối với nhũ tương dầu của Arkhangelst .43 Bảng 2.3 Trị số các hàm B(kq); H(k,q) và Z(k,q) .43 Bảng 3.1 Một số kết nghiên cứu lắng đọng paraffin bằng phương pháp ngón tay lạnh 67 Bảng 3.2 Mức độ hòa tan lắng đọng paraffin của một số hóa phẩm 68 DANH MỤC HÌNH VE Hình 1.1 Sơ đồ thu gom hở 11 Hình 1.2 Sơ đồ thu gom kín 12 Hình 1.3 Sơ đồ thu gom, vận chuyển dầu khí mỏ Bạch Hổ .13 Hình 2.1 Sơ đồ của dòng hai pha lỏng - khí ống .22 Hình 2.2 Sơ đồ mối quan hệ giữa sự trượt và sự tắc nghẽn của dòng chảy .23 Hình 2.3 Mô hình dòng chảy nằm ngang và gần ngang 25 Hình 2.4 Dòng chảy của hỗn hợp dầu - khí 27 Hình 2.5 Biểu đồ Baker .28 Hình 2.6 Sơ đồ một nút lỏng khí ống nằm ngang 29 Hình 2.7 Sơ đồ tuyến sau chế độ trọng trường 30 Hình 2.8 Mô hình dòng chảy đường ống đứng 31 Hình 2.9 Mô hình dòng chảy toàn bộ phạm vi của các góc nghiêng 32 Hình 2.10 Bản đồ mô hình dòng chảy cho ống ngang 33 Hình 2.11 Bản đồ mô hình dòng chảy cho ống thẳng đứng .34 Hình 2.12 Bản đồ mô hình dòng chảy cho ống thẳng đứng .34 Hình 2.13 Bản đồ mô hình cho đường ống ngang 35 Hình 2.14 Mô hình dòng chảy gradient áp suất được xây dựng dòng chảy ngang 36 Hình 2.15 Mô hình dòng chảy gradient áp suất được xây dựng cho dòng chảy theo chiều thẳng đứng 37 Hình 2.16 Biểu đồ trạng thái gradient áp suất dòng chảy thẳng đứng 37 Hình 2.17 Mối quan hệ giữa hệ số cản thủy lực và số Reynold 39 Hình 3.1 Sơ đồ tính toán thủy lực và tốc độ truyền sóng C 47 Hình 3.2 Đồ thị biểu diễn dao động áp suất đường ống 52 Hình 3.3 Dao động của áp suất mô hình đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu, khí và nước các lưu lượng khác .53 Hình 3.4 Sơ đồ tuyến ống vận chuyển dầu thô 54 Hình 3.5 Thiết bị khử xung của viện dầu Grozmri .61 Hình 3.6 Thiết bị khử xung của viện dầu tacta 62 Hình 3.7 Thiết bị khử xung của viện dầu khí Xibiri 62 Hình 3.8 Sơ đồ nguyên lý làm việc của tháp điều áp 63 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro (VSP) là một đơn vị khai thác dầu thô với sản lượng triệu tấn/năm, đứng đầu các công ty khai thác dầu khí Việt Nam nay; hàng năm đóng góp một phần không nhỏ cho ngân sách nhà nước Hiện mỏ Bạch Hổ XNLDDK sở hữu: 10 giàn cố định, 02 giàn CNTT, 09 giàn nhe khai thác Ngoài còn có 03 tàu chứa dầu được bố trí để tiếp nhận dầu thô từ các giàn, sau đó xuất bán Mỗi giàn cách từ 5-7km, giữa giàn và tàu chứa cách khoảng 3-5km Dầu thô khai thác từ các giếng lên sẽ qua giàn CNTT để xử lý tách nước, tách khí và các tạp chất Sau đó, được bơm vận chuyển tới hệ thống các tàu chứa thông qua hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô Với số lượng giàn khoan và tàu chứa dầu thô nhiều và trải rộng một diện tích thềm lục địa khá lớn, nên hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô hết sức phức tạp và chủ yếu sử dụng ống thép có đường kính từ 219-426 mm Hàng năm, XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro phí một khoản tiền lớn để sửa chữa thay thế đường ống công nghệ bị hư hỏng Có nhiều nguyên nhân gây hư hỏng đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô mòn rỉ, hóa chất, môi trường làm việc, ma sát, tác động xói mòn và đặc biệt là va đập thủy lực gây nên tác hại lớn cho hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô Việc nghiên cứu tìm hiểu dòng chảy đường ống nói chung và chế tác động của tượng va đập thủy lực nói riêng để đưa giải pháp hạn chế và kéo dài thời gian sử dụng của hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô là yêu cầu thực tiễn của đề tài Mục đích nghiên cứu Trên sở phân tích dòng chảy đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô để đánh giá mức độ tác động và ảnh hưởng của tượng va đập thủy lực lên độ bền của hệ thống đường ống và đề xuất giải pháp nhằm hạn chế sự tác động đó cũng kéo dài thời gian sử dụng của hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô Đối tượng phạm vi nghiên cứu Chất lưu vận chuyển đường ống công nghệ và hệ thống đường ống vận chuyển dầu thô mỏ Bạch Hổ Nội dung nghiên cứu Tập trung nghiên cứu các nội dung chính sau: - Tổng quan đường ống vận chuyển dầu thô - Nghiên cứu, phân tích dòng chảy của chất lỏng đường ống - Nghiên cứu tượng va đập thủy lực - Phân tích ảnh hưởng của tượng va đập thủy lực lên độ bền của hệ thống đường ống và đề xuất giải pháp nhằm hạn chế sự tác động đó Phương pháp nghiên cứu - Nghiên cứu lý thuyết: sở lý thuyết dòng chảy đa pha đường ống, thủy lực học, áp suất, nhiệt độ, lưu lượng mỗi pha, để xây dựng mô hình dòng chảy đường ống, từ đó tìm chế tác động của tượng va đập thủy lực và đề xuất một số giải pháp hạn chế - Đánh giá các kết nghiên cứu thông qua các số liệu thống kê từ thực tế Ý nghĩa khoa học thực tiễn Đánh giá được mức độ nguy hiểm của tượng va đập thủy lực tác động lên đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô làm sở cho việc tính toán thiết kế và hiệu chỉnh hệ thống đường ống XNLDDK Việt-Nga Vietsovpetro Đề xuất giải pháp giảm thiểu, hạn chế ảnh hưởng của tượng va đập thủy lực lên đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô, nâng cao tuổi thọ và hiệu kinh tế sử dụng CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN 1.1 HỆ THỐNG THU GOM DẦU MỎ BẠCH HỔ 1.1.1 Hệ thống thu gom dầu giàn cố định Tại mỏ Bạch Hổ, các giàn cố định (MSP) được xây dựng theo thiết kế mẫu MSP 16716 tổ hợp KORAL (Liên Xô cũ) soạn thảo năm 1976, sử dụng công nghệ thiết bị, vật tư và các phương tiện kỹ thuật nghành công nghiệp Liên Xô cũ sản xuất vào những năm 1970 Trên mỗi MSP có một tổ hợp thiết bị khai thác, chức được dùng để thu gom, xử lý vận chuyển sản phẩm của 16 giếng khoan Công suất thiết kế của tổ hợp – 2400T/ngày, hệ số khí, dầu dưới 140 m 3/T Sơ đồ công nghệ của tổ hợp được tính cho việc xử lý dầu không chứa nước, tức là sản phẩm của MSP sẽ được xử lý tàu chứa Dầu sau được tách khí bình tách cao áp (bình tách cấp với áp suất khoảng 14÷16 kG/cm 2) và bình tách thấp áp (bình tách cấp với áp suất khoảng 1,5÷3 kG/cm2) với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm tàu chứa để xử lý tiếp theo Các giàn cố định được liên kết với bằng các đường ống ngầm cho những mục đích khác nhau: đường ống dầu khí, đường ống khí, đường ống gaslift, đường ống bơm ép Khi giếng khoan giàn MSP-1 tìm được dầu tầng móng thì công suất thiết kế tổ hợp thiết bị khai thác của MSP-1 (2400T/ngày) không còn đủ công suất để thu gom, sử lý vận chuyển sản phẩm Hệ thống xử lý khí, hệ thống vòi đốt không còn đủ công suất lưu lượng sản phẩm của các giếng khai thác tầng móng tăng và hệ số khí, dầu tăng lên 200m 3/T Để đảm bảo khai thác hết lượng sản phẩm của các giếng MSP-1 Viện NIPI tiến hành thiết kế để tăng công suất thiết bị tổ hợp khai thác, hệ thống xử lý khí, hệ thống vòi đốt Công suất MSP-1 được tăng lên 5000T/ngày Bảng 1.1: Thông số hệ thống công nghệ đường ống vận chuyển dầu thô mỏ Bạch Hổ Stt Tuyến ống 01 MSP-1-FSO-1 02 MSP-1-MSP-3 03 04 05 06 07 08 09 MSP-1-MSP-8 MSP-1-MSP-8 MSP-1-BK-2 MSP-1-BK-2 MSP-3-MSP-4 MSP-3-MSP-5 MSP-4-MSP-1 Đường kính, chiều dày D* (mm) 325*16 219*10.97 325*16 325*16 323.8*15.9 325*16 219*12.7 219*12.7 325*16 219*10.97 10 MSP-5-MSP-10 323.8*15.9 11 12 13 MSP-6-MSP-4 MSP-7-MSP-5 MSP-8-MSP-4 325*16 325*16 325*16 14 MSP-8-MSP-9 323.8*15.9 15 MSP-9-MSP-11 323.8*15.9 16 MSP-9-BK-3 323.8*15.9 17 MSP-10-MSP-9 323.8*15.9 18 19 CTP-2-FSO-1 CTP-2-FSO-1 325*16 325*16 20 CTP-2-BT-7 426*16 21 22 23 24 25 RBCTK3RBCTP2 RBCTK3FSO-4 RBCTK3FSO-4 RBCTK3FSO-3 BK-2-CTK-3 426*16 426*16 426*16 426*16 426*16 Vật liệu Năm lắp đặt Chiều dài tuyến ống (m) CT20 1986 CT20 1986 CT20 CT20 CT20 CT20 CT20 CT20 CT20 APIX60 CT20 CT20 CT20 APIX60 APIX60 APIX60 APIX60 CT20 CT20 APIX52 APIX52 APIX52 APIX52 APIX52 APIX52 1989 1997 1989 1989 1987 1987 1987 1621 3172 680 6250 4225 2108 2032 930 1005 2226 1992 Áp suất Lưu lượng làm (tấn/ngày) việc (MPa) 7500 1,0 Áp suất thử (MPa) 2,5 6300 4,0 6,0 7500 7500 7500 2000 2000 7500 5900 4,0 4,0 4,0 1,6 4,0 3,0 4,0 6,0 6,0 7,0 1,8 6,0 6,0 5,5 2740 7500 4,0 6,0 1988 1988 1989 1284 1480 1030 7500 7500 7500 3,0 4,0 4,0 6,0 6,0 6,0 1994 3150 7500 4,0 6,0 1995 2722 7500 4,0 6,0 2002 2773 10000 4,0 6,0 1992 2440 7500 3,5 5,0 1991 1991 3130 3080 7500 7500 2,0 2,0 2,0 2,0 1994 10580 1500 5,2 7,8 2000 2850 1500 5,2 7,8 2000 2760 7500 5,2 7,8 2000 2760 7500 5,2 7,8 2002 16125 15000 4,0 6,0 2002 1721 1247 15000 4,0 6,0 1.1.2 Hệ thống thu gom dầu giàn mini MSP Tính đến phần lớn các giàn MSP phía Bắc mỏ Bạch Hổ khai thác từ 26÷31 năm Để tiếp tục giữ cho các giàn MSP trạng thái kỹ thuật bình thường và đáp ứng được yêu cầu sản xuất “Vietsovpetro” tiến hành các hoạt động sửa chữa lớn Mặt khác, để giảm chi phí vận hành và đảm bảo thực được một số chức phù hợp với tình hình một số giàn MSP (MSP 3, 5, và 7) được hoán cải tổ hợp công nghệ thành giàn mini MSP Sau hoán cải, các Block-Module 9, 10, 11, 12, 13, 14 được cắt bỏ hoàn toàn hệ thống bình tách thấp áp cấp II các máy bơm vận chuyển dầu không được dùng đến Dầu khai thác từ giếng được tách sơ bộ khí các bình tách khí bậc giàn và sau đó được thu gom giàn trung tâm để tách khí bậc Như vậy, sơ đồ thu gom dầu giàn mini MSP sau hoán cải chuyển từ sơ đồ thu gom hở sang sơ đồ thu gom kín Việc áp dụng công nghệ này cho phép tiết kiệm lượng bơm và giảm thiểu thiết bị vận hành giàn MSP Ngoài còn tăng cường khả lưu chuyển của hỗn hợp dầu đường ống nhờ một lượng khí hòa tan 1.1.3 Hệ thống thu gom dầu giàn nhẹ Tại các giàn nhe hỗn hợp dầu khí được vận chuyển theo một đường ống đưa giàn công nghệ trung tâm Tại giàn công nghệ trung tâm dầu được tách khí, tách nước Khí được dẫn đến giàn nén khí, còn dầu theo đường ống ngầm đến tàu chứa Khi vận chuyển hỗn hợp dầu khí theo một đường ống từ các giàn nhe giàn công nghệ trung tâm xảy tượng xung động áp suất và xung động lưu lượng Để giảm xung, các giàn nhe ngoài các thiết bị đo còn lắp thêm các bình tách khí sơ bộ Bình tách khí sơ bộ dạng hình trụ nằm ngang, kích thước nhỏ gọn và công suất được thiết kế tương ứng với công suất lớn của giàn nhe là 6000T/ngày đêm, áp suất là việc thiết kế là 45kG/cm2, nhiên áp suất là việc thực tế thay đổi từ 16÷24 kG/cm tùy thuộc vào chế độ công nghệ Dầu sau được tách khí sơ bộ bằng áp lực tự nhiên theo đường ống riêng đến giàn công nghệ trung tâm xử lý tiếp theo Kích thước các đường ống thu gom từ các giàn nhe giàn công nghệ trung tâm là 219*12mm, 323.8*15.9mm, 426*16mm với công suất vận chuyển được thiết kế tương ứng là 2000, 7500, và 15000 T/ngày đêm 1.2 SƠ ĐỒ THU GOM Việc phân chia các sơ đồ thu gom thường cứ vào áp suất làm việc của thiết bị đo tách các trạm khu vực, được phân chia hệ thống kín, hệ thống hở; cứ vào đặc điểm địa hình: đất liền, ngoài biển, địa hình phẳng hoặc dốc, cứ vào tính chất hóa lý của dầu dầu nặng nhe, dầu nhiều paraffin, dầu nhiều lưu huỳnh… Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải cứ vào yếu tố tự nhiên và khả kỹ thuật, bao gồm: khả mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu của vùng, lượng vỉa (áp suất, nhiệt độ), tính chất hóa lý của chất lưu Về phương diện kỹ thuật phải cứ vào nguyên tắc, sơ đồ hệ thống lựa chọn, các phương pháp tác động vào vỉa và giá trị áp suất miệng giếng khai thác 1.2.1 Phân loại a Sơ đồ thu gom hở Hình 1.1: Sơ đồ thu gom hở Trong đó: Miệng giếng khai thác; Đường gom khí; Ống xả; Đường gom dầu; Thiết bị tách đo; Bơm Nguyên lý hoạt động: Trong sơ đồ thu gom hở (hình 1.1), áp suất của thiết bị tách đo có giá trị thấp, gần xấp xỉ với giá trị áp suất khí Tại đó thực quá trình tách khí sâu, mức độ tách cao Sơ đồ này được sử dụng phổ biến cho các thiết kế cách đến thập kỷ Sau tách, dầu và khí theo các tuyến ống riêng biệt thường gọi là sơ 10 đồ hai tuyến ống thu gom Khí sau tách với áp suất dư 3÷5 kG/cm còn có thể tiếp tục chảy đến trạm xử lý Dầu muốn tự chảy được phải tạo cho tuyến ống một độ dốc nào đó nên thông thường thiết bị tách được bố trí cao mặt bằng tự nhiên, song phổ biến là phải lắp trạm bơm đẩy Sơ đồ thu gom hở có ưu việt là việc đo lường cho các giếng chính xác vì áp suất thấp, giá trị dao động nhỏ, mặt khác giá trị áp suất miệng giếng bé nên có thể kéo dài khả tự phun, giảm được chi phí lượng khai thác học (gaslift, bơm) Ngoài ra, giá trị áp lực thấp nên mức độ an toàn vận hành cao Tuy vậy, thời gian gần đây, các mỏ đại, các sơ đồ này không còn được sử dụng các hạn chế lớn Trước hết chi phí đầu tư cao, phải đầu tư hai tuyến ống riêng biệt, 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% sự bay thành phần nhe vào khí b Sơ đồ thu gom kín 4 3 5 Hình 1.2: Sơ đồ thu gom kín Trong đó: 1.Miệng giếng khai thác; Ống xả; Đường gom khí; Đường gom dầu; 58 Z: Hệ số nén khí; Tuy nhiên xác định giá trị lưu lượng tới hạn Q điều kiện thực tế mỏ ngoài khơi gặp khó khăn Chẳng hạn một số dàn nhe (BK) không có thiết bị đo lưu lượng nên bắt buộc phải đo sản phẩm dàn công nghệ trung tâm, hoặc có sau đo hỗn hợp dầu khí phải đưa để tách khí dàn công nghệ trung tâm Trong hai trường hợp giá trị áp suất sau côn tiết lưu của giếng nào cũng có thể lớn áp suất tới hạn cần xác định Như vậy, giá trị Q trường hợp này là giá trị lưu lượng tới hạn Mặt khác, vấn đề dự đoán, đánh giá nhanh lưu lượng các giếng cũng là bài toán cần giải Hiện tồn các công thức tính lưu lượng tới hạn của Poetman và Beck và các công thức thực nghiệm của Gilbert; của Ross, của Baxendell; của Achong và của Aussems sau: - Công thức của POETMAN và BECK: Q = 1, 03F  0, 4513 R1 + 0, 766  2.Pm  ÷ ÷ V0 ( + 0,5 X )  R1 + 0, 663  (3.21) Trong đó: Q: Lưu lượng dầu, (m3/s); F: Diện tích côn tiết lưu, (m2); V0: Thể tích dầu một đơn vị khối lượng hỗn hợp điều kiện trước côn tiết lưu: v0 = X0 = X0 P0 , (m3/kg) ρd  R1.ρ k T0 Pm  ρ +  d ÷ T Z P0   R1: Tỉ số giữa thể tích của khí và thể tích của dầu điều kiện trước côn tiết lưu; R1 = P0 Z T ( G − α Pm ) Pm T0 , (m3/m3); G: Hệ số khí – dầu điều kiện tiêu chuẩn, (m3/m3); 59 α: Hệ số Henry, (m3/m3.MPa); Pm: Áp suất miệng giếng, (MPa); ρd, ρk: Khối lượng riêng của dầu và khí, (kg/m3); Z: Hệ số giãn nở khí; T0, P0: Nhiệt độ và áp suất điều kiện tiêu chuẩn; - Công thức GILBERT: Pm d c1,89 Q= 10.R 0,546 (3.22) - Công thức ROSS: Pm d c2 Q= 17, 4.R 0,5 (3.23) - Công thức BAXENDELL: Pm d c1,93 Q= 9,56.R 0,546 (3.24) - Công thức ACHONG: Pm dc1,88 Q= 3,82.R 0,65 (3.25) - Công thức AUSSEMS: Q= 1,97 Pm d 0,68 3,89.R 0,68 (3.26) Trong đó: Q: Lưu lượng chất lỏng của giếng, (stb/d); Pm: Áp suất miệng giếng, (psi); dc: Đường kính côn tiết lưu, ( 64 inch); 60 R: Hệ số khí dầu, (scf/stb); - Công thức THỰC – BÍCH: Q0 = 6,9274 d c2 Pm (273 + t ).G (3.27) Trong đó: Qo: Lưu lượng tới hạn giếng điều kiện tiêu chuẩn, (m3/ng.đ); dc: Đường kính côn tiết lưu, (mm); Pm: Áp suất miệng giếng, (105Pa); T: Nhiệt độ miệng giếng, (oC); G: Hệ số khí – dầu, (m3/T) Công thức (3.15) phù hợp với những nơi nhiệt độ cao Thay công thức (3.15) vào công thức (3.8) chúng ta dễ dàng tìm được áp suất tới hạn (Pcr) của hỗn hợp dầu khí Để giảm các xung động áp suất, dao động lưu lượng, trước hết có thể nâng áp suất vận chuyển lên cao Tuy nhiên phải đảm bảo chế độ làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu – khí, áp suất vận chuyển được chọn có giá trị áp suất sau côn tiết lưu P s nhỏ áp suất tới hạn Pcr Trong trường hợp đó chế độ làm việc của hệ thống thu gom, vận chuyển dầu khí sẽ không làm giảm lưu lượng các giếng, ngược lại Ps > Pcr thì sẽ làm giảm lưu lượng giếng b Lựa chọn thiết bị khử xung phù hợp Để khử xung động các đường củá giếng và các thiết bị tách dầu khí, người ta sử dụng rộng rãi các cụm tách sơ bộ Hiện nay, các nhà nghiên cứu thử nghiệm và đưa vào áp dụng những thiết bị khử xung với những cấu trúc khác sau: - Hệ thống khử xung của trường Đại học dầu mỏ Grozmri (hình 3.5) 61 Hình 3.5: Thiết bị khử xung của viện dầu Grozmri [1] - Viện dầu Tacta đưa một hệ thống khử xung gồm một đoạn ống nhánh kép, được lắp phần nghiêng của đường ống dẫn vào bình tách với chiều dài 25- 30 m và đặt nghiêng một góc 600 (hình 3.6) Hình 3.6: Thiết bị khử xung của viện dầu tacta [1] - Viện xử lý vận chuyển dầu (L.B Nga) đưa cấu trúc hệ khử xung nằm ngang, gồm một đường ống nằm ngang, bên được lắp đoạn ống dẫn khí và chúng được nối với các hệ thống dẫn khí Hệ khử xung được lắp các chắn làm tăng chất lượng khí thu gom (hình 3.7).Viện dầu khí Xibiri đưa loại thiết bị thu gom khí sơ bộ: 62 Hình 3.7: Thiết bị khử xung của viện dầu khí Xibiri [1] c Giảm bớt khí trình vận chuyển hỗn hợp Để giảm xung động phải có các giải pháp làm thay đổi thông số của chế độ dòng chảy dạng nút, dạng sóng với màng chắn thành chế độ bọt, chảy phân lớp, chế độ màng phân tán (hình khuyên) hoặc phân tán Nội dung chủ yếu của giải pháp là thay đổi hàm lượng khí có hỗn hợp và thay đổi vận tốc chuyển động Chuyển dòng chảy từ dạng nút sang màng phân tán, hoặc phân tán có thể đạt dược bằng cách tăng hàm lượng khí nhờ nạp vào dòng chảy thêm khí, hoặc khí trơ, hoặc thay đổi tiết diện ngang từng ôhg từng đoạn Trong thực tế việc thay dổi tiết diện ống theo từng đoạn khó thực vì lưu lượng dầu - khí biến đổl theo thời gian Thay đổi chế độ dòng chảy bằng nạp thêm khí sẽ làm tăng tổn hao áp lực vận chuyển, giảm công suất ống, giảm lưu lượng giếng Chuyển dòng chảy từ dạng nút hoặc sóng với lớp chắn sang dạng chảy bọt hoặc chảy lớp có thể thực được các khu mỏ khai thác thềm lục địa (khi dấy có xây dựng các BK, các giàn khai thác cố định) bằng cách tách bớt khí khỏi hỗn hợp trước vận chuyển và vận chuyển Ngoài để giảm xung còn có biện pháp định kỳ rửa ống, giảm lượng lắng đọng paraffin, chất bẩn học đường ống vận chuyển dầu và khí 3.3.4 Phương pháp dùng tháp điều áp Nguyên tắc vận hành tháp điều áp: Tháp điều áp được sử dụng để giảm thiểu tác hại của tượng ca đập thủy lực đường ống bị dồn lại và dâng lên tháp điều áp, độ cao cột áp Z tháp tùy thuộc vào áp suất đập thủy lực ống Nhờ vậy, áp suất ống giảm hẳn Nguyên lý tính toán tháp điều áp dựa phương trình BERNOULLI cho dòng chảy không ổn định ống có áp: 63 P1 α v12 P2 α v22 Z1 + + = Z2 + + + h f + hqt γ 2g γ 2g (3.28) Hình 3.8: Sơ đồ nguyên lý làm việc của tháp điều áp Trong đó: , : Cao độ của dòng chảy tính theo đường tâm ống nằm ngang sau bơm và ống nằm ngang trước tháp điều áp theo mặt chuẩn là đáy biển (); : Áp suất mặt cắt ướt và (Pa); α: Hệ số Coriolit kể đến sự phân bố vận tốc, chảy rối lấy ; : Vận tốc trung bình mặt cắt ướt & 2(m/s); : cột áp quán tính (mét cột chất lỏng), nó đặc trưng cho lực quán tính cục bộ tác dụng lên phần tử chất lỏng Bỏ qua lực quán tính tháp điều áp vì nó thường nhỏ so với lực quán tính ống dẫn Nếu tiết diện ngang của ống dẫn là ω Suy ra: x α dQ ds L dQ hqt = = g dt x∫1 ω gω dt (3.29) : Hệ số hiệu chỉnh động lượng, tính đến sự không của vận tốc mặt cắt ướt; : Cột áp ma sát (mét cột chất lỏng): 64 k Q2 hf = ω 2g k =λ L + ∑ ki D (3.30) , ki là các hệ số tổn thất cục bộ các vị trí ống; �: hệ số sức cản thủy lực đối với dòng chảy rối: λ= 0,3164 Re0,25 Từ công thức (3.29) có thể viết thành:  P1 P2   α v12 α v22  hqt = ( Z1 − Z ) +  − ÷+  − ÷− h f γ γ g g     Suy ra:  P1 P2   α v12 α v22  k Q L dQ = ( Z1 − Z ) +  − ÷+  − ÷− gω dt γ γ g g     ω 2g (3.31) Với: ; ; coi vận tốc trung bình của dòng chảy ống là không đổi =, nên (3.31) có thể viết lại là: dQ gω  k Q2  =− Z + ÷ dt L  ω 2g  (3.32) Ngoài ra,từ phương trình liên tục của dòng chảy không ổn định ống có áp, ta cũng có: Q0 = Q − ω1 dZ dt Với là diện tích tiết diện ngang của tháp điều áp; là lưu lượng lấy từ tháp điều áp Phương trình được viết lại là: 65 dZ Q − Q0 = dt ω1 Hệ phương trình (3.31) và (3.32) cho ta biểu diễn mực dầu thô tháp điều áp Z(t) và lưu lượng ống dẫn theo thời gian Q(t) Để giải hệ (3.31)-(3.32), ta cần biết thêm điều kiện ban đầu Z() và Q() và biểu diễn theo thời gian Ta cũng có thể giải hệ (3.31)-(3.32) bằng phương pháp giải tích bỏ qua tổn thất (k=0) và coi rằng thay đổi tức thời thời điểm , tức là sau thời điểm , Hệ hai phương trình (3.31) và (3.32) được gộp lại thành một sau: d 2Z + f 2Z = dt Trong đó: f = gω Lω1 là tần số riêng của dao động hệ thống (tần số góc) Phương trình cho lời giải: Với , là các thông số tích phân, tùy thuộc vào điều kiện ban đầu Rõ ràng, chúng ta có thể tính toán được mực dầu thô đưa vào tháp điều áp có tượng va đập thủy lực xảy Chỉ cần một lượng nhỏ dầu thô được tháo bớt qua tháp điều áp thì tốc độ truyền sóng C sẽ giảm hẳn, vì thế, mức độ va đập thủy lực sẽ giảm nhiều Như trên, đưa các phương pháp hạn chế tượng va đập thủy lực.Tuy nhiên, để áp dụng một phương pháp nào đó cần phải tính toán đến nhiều yếu tố khả công nghệ, không gian lắp đặt, hiệu làm việc, hiệu kinh tế…đặc biệt là hai yếu tố: khả công nghệ và hiệu kinh tế Tại mỏ Bạch Hổ, với hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu mỏ phức tạp, tượng va đập thủy lực đường ống xảy là thường xuyên và các mức 66 độ khác nhau, sử dụng phương pháp dùng tháp điều áp để hạn chế tượng va đập thủy lực là cần thiết: • - Thứ nhất: Xét đến yếu tố khả công nghệ: Hoàn toàn có thể tính toán thiết kế chế tạo các tháp điều áp phù hợp với từng tuyến - ống cụ thể Sử dụng tháp điều áp hoàn toàn không ảnh hưởng đến công việc vận hành công nghệ - đường ống Hiệu suất vận chuyển của đường ống không thay đổi Bố trí lắp đặt tháp điều áp cuối tuyến ống nên hoàn toàn có thể lắp đặt các giàn và các tàu chứa dầu thô • Thứ hai: Xét đến yếu tố kinh tế: Toàn bộ hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô và số lượng đường ống cần phải thay thế hàng năm lớn Rõ ràng, chúng ta thấy việc sử dụng một số tháp điều áp để hạn chế tượng va đập thủy lực là hoàn toàn có thể chấp nhận được (số lượng tháp không nhiều, kích cỡ tháp thiết kế không lớn), giá thành một tháp điều áp so với giá thành tuyến ống là không đáng kể Với mục đích nâng cao tuổi thọ cho đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô mỏ Bạch Hổ-Vietsovpetro, sử dụng tháp điều áp để hạn chế tượng va đập thủy lực là cần thiết, vì dùng tháp điều áp có chi phí đầu tư không lớn và không ảnh hưởng đến công nghệ vận chuyển dầu thô Ngoài các giải pháp nêu để nâng cao khả vận chuyển cũng kéo dài thời gian sử dụng của hệ thống đường ống thì chúng ta - có thể sử dụng kết hợp với các giải pháp công nghệ như: Sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ, tăng cường tính lưu biến của dầu thô trình vận chuyển: Do đặc trưng của dầu thô nước ta là loại dầu nhiều paraffin có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao Khi nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh thì quá trình kết tinh paraffin bắt đầu xảy Lúc này dầu chuyển từ trạng thái Newton sang phi Newton, nghĩa là dầu dịch chuyển, phải có một ứng lức tác dụng vào dầu lớn ứng suất trượt của dầu nhiệt độ đó Vì vậy, để trì trạng thái chảy của dầu nhiệt độ tương đối thấp, trước hết phải giảm được nhiệt độ đông đặc của dầu thô Kết nghiên cứu phòng thí nghiệm (bảng 1) cho thấy, sử dụng hóa phẩm chuyên dụng giảm nhiệt độ đông đặc với định lượng 200g/t có thể làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô từ 32oC – 34oC xuống còn 20oC – 24oC và độ nhớt hiệu dụng xuống lần so với không sử dụng hóa phẩm 67 Bảng 3.1: Một số kết nghiên cứu lắng đọng paraffin phương pháp ngón tay lạnh Nhiệt độ 20 24 26 28 30 TĐĐ, OC Không hóa phẩm Ứng Độ nhớt Độ nhớt suất hiệu dụng, dẻo, Pa*s trượt, Pa Pa*s 32,7 553 1188 19,1 349 732 10,5 209 419 2,8 50 106 2,3 41 88 32 – 34 200δ/m Ứng suất trượt, Pa Độ nhớt dẻo, Pa*s 6,2 4,5 2,5 0,6 0,1 183 121 61 22 12 20 - 24 Độ nhớt hiệu dụng, Pa*s 307 211 111 34 14 Kết là tính linh động của dầu thô nhiệt độ thấp được tăng lên, khả vận chuyển dầu nhiệt độ đó tăng rõ rệt, áp suất bơm dầu các đường ống giảm nhiều lần so với không dùng hóa phẩm, quan trọng là vấn đề lắng đọng paraffin được cải thiện - Sử dụng hóa phẩm để tẩy rửa lắng đọng paraffin đường ống: Việc sử dụng hóa phẩm để xử lý sản phẩm vận chuyển nhằm cải thiện dòng chảy, hạn chế lắng đọng paraffin giải quyết triệt để vấn đề lắng đọng paraffin Vì vậy, sau một thời gian làm việc đường kính ống sẽ bị giảm paraffin lắng đọng Để cải thiện khả vận chuyển, tiến hành nghiên cứu lựa chọn hóa phẩm tẩy rửa paraffin ống nhiệt độ thấp Như biết, đường ống càng làm việc lâu và nhiệt độ thấp thì lắng đọng paraffin càng rắn hơn, việc tẩy rửa càng phức tạp Vì vậy, để có hiệu người ta sử dụng hỗn hợp dung môi thơm cao phân tử với chất ức chế paraffin hay tổ hợp sinh hóa Chất ức chế paraffin hay tổ hợp sinh hóa có tác dụng thấm ướt và thâm nhập cấu trúc rắn paraffin, còn dung môi thơm cao phân tử có nhiệm vụ hòa tan paraffin Kết thử nghiệm khả hòa tan paraffin điều kiện phòng thí nghiệm được trình bày bảng Bảng 3.2: Mức độ hòa tan lắng đọng paraffin của số hóa phẩm Mẫu paraffin Tên hóa phẩm Mẫu lắng đọng các ống sử dụng lâu dài Tổ hợp hóa sinh và dung môi Dung môi ức chế paraffin Xylen Nhiệt độ hòa tan,oC 30 40 - 50 Thời gian ngâm paraffin, ngày Mức độ hòa tan, % 30 60 – 70 40 – 50 60 – 70 30 25 - 35 68 Kết cho thấy, để đảm bảo khả tẩy rửa cao cần ngâm các chất lắng đọng paraffin dung môi chất ức chế paraffin dung môi ức chế paraffin nhiệt độ thấp 40oC và trì khoảng thời gian tối thiểu là 72 Nhiệt độ tẩy rửa càng thấp thì mức hòa tan paraffin rắn càng kém và thời gian ngâm lắng đọng dung môi ức chế paraffin càng dài - Phương pháp hóa học: Ngày thế giới và sử dụng các hóa phẩm để khống chế cặn hydrocacbon bằng cách hòa tan sáp tích tụ, ức chế sự phát triển của các tinh thể hydrocacbon và khả bám dính của chúng lên thành ống đường ống dẫn Các hóa chất để sử lý cặn hydrocacbon đường ống dẫn bao gồm những hóa chất dung môi, chất phân tán, chất tẩy rửa, chất biến tính tinh thể hydrocacbon + Dung môi: được sử dụng để hòa tan các loại cặn hydrocacbon có hàm lượng chất thơm cao (condensate, phân đoạn xăng nhe, dầu hỏa, dầu diếl, butan, pentan, xylen, toluen, benznen, cacbontetraclorit và cacbondisulif) Dung môi để sử lý cặn hydrocacbon phải đảm bảo khả thấm vào cặn bã và khả hòa tan lại cặn sáp dầu các dung môi thường được sử dụng là condensate, dầu hỏa, dầu diesel, toluene, xylen, benzene + Chất phân tán: là các hợp chất hóa học có khả giữ các hạt hydrocacbon rắn trạng thái phân tán chúng kết tinh các sản phẩm dầu thô Chất trung hòa lực hút giữa các phân tử hydrocarbon với và lực hút giữa các phân tử hydrocacbon với thành đường ống khai thác, đường ống vận chuyển và bề mặt thiết bị Hiện tượng ngăn ngừa các tinh thể hydrocacbon trạng thái đơn lẻ, hình thành các lớp bề mặt đường ống + Chất tẩy rửa: là các hợp chất hoạt động bề mặt có xu hướng thấm ướt tinh thể hydrocacbon của đường ống dẫn sự có mặt của nước Quá trình thấm ướt sẽ trung hòa lực kết dính giữ các tinh thể và lực hút giữa các tinh thể hydrocacbon với đường ống dẫn Chất tẩy rửa sẽ giúp cho việc phá vỡ cặn hydrocacbon và ngăn ngừa các hạt hyrocacbon phân tán, tích tụ dọc theo đường ống khai thác và ống dẫn + Chất biến tính: các tinh thể hydrocacbon thường là các chất polymer (polyetylen hoặc một số polymer mạch nhánh có khả ức chế hoặc xen cài quá trình phát triển của tinh thể để ngăn cản sự lớn lên của chúng) Các chất làm biến tính tinh thể hydrocacbon này sẽ kết hợp với các phân tử hydrocacbon và xen kẽ vào 69 tronh tinh thể hydrocacbon làm chúng không gắn kết lại với nhau, dẫn đến dẽ dàng bị tẩy rửa Trong các thành phần dung môi chiếm tỷ lệ lớn chất tẩy rửa cặn, là hóa phẩm độc hại không khác gì các hydrocacbon Thực tế, cho thấy rằng việc ấp dụng các chất hoạt động bề mặt hoặc các chất tẩy rửa cực kỳ hiệu việc loại bỏ lắng cặn hydrocacbon Hóa chất phân tán và làm biến tính tinh thể có tác dụng cao việc ngăn cản sự hình thành cặn 70 KẾT LUẬN Bằng nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm chứng tỏ rằng va đập thủy lực là một tượng thường xuyên xảy hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô, gây nguy hiểm cho khả làm việc của đường ống, bơm, thiết bị Nguyên nhân chính của tượng va đập thủy lực là thay đổi áp suất đột ngột hệ thống đường ống đóng mở van đầu và cuối đường ống (đóng mở van không hợp lý và không đồng bộ), dao động áp suất đường ống hàm lượng khí đồng hành thay đổi Các giải pháp hạn chế tượng va đập thuỷ lực: - Vận hành bơm và đường ống đóng mở van hợp lý: phương pháp này dễ thực và - xét đến yếu tố kinh tế thì không cần chi phí đầu tư Dùng lực học để phá hủy và đưa lắng đọng khỏi vị trí hình thành Các biện pháp khử xung: lựa chọn áp suất vận chuyển, sử dụng các thiết bị khử xung, - giảm bớt khí quá trình vận chuyển hỗn hợp Sử dụng một số biện pháp hóa học để loại bỏ lắng đọng paraffin nhằm hạn chế xung động áp suất Để đạt hiệu cao ta nên kết hợp giữa phương pháp học và - phương pháp hóa học Tại mỏ Bạch Hổ, với hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu mỏ phức tạp, tượng va đập thủy lực đường ống xảy là thường xuyên và các mức độ khác nhau, sử dụng phương pháp dùng tháp điều áp để hạn chế tượng va đập thủy lực là cần thiết: thứ xét đến yếu tố khả công nghệ hoàn toàn có thể tính toán thiết kế chế tạo các tháp điều áp phù hợp với từng tuyến ống cụ thể, sử dụng tháp điều áp hoàn toàn không ảnh hưởng đến công việc vận hành công nghệ đường ống, hiệu suất vận chuyển của đường ống không thay đổi, bố trí lắp đặt tháp điều áp cuối tuyến ống nên hoàn toàn có thể lắp đặt các giàn và các tàu chứa dầu thô; thứ hai xét đến yếu tố kinh tế dùng tháp điều áp có chi phí đầu tư không lớn và không ảnh hưởng đến công nghệ vận chuyển dầu thô 71 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Phùng Đình Thực (2001), Xử lý và vận chuyển dầu mỏ, NXB ĐHQG TP.Hồ Chí Minh [2] Mechanistic Modeling of Gas-Lquid Two-Phase Flow in Pipes [3] Lê Xuân Lân (2005), Thu gom – xử lý – dầu khí – nước, ĐH Mỏ-Địa chất [4] Nguyễn Văn Thịnh (2009), Nghiên cứu phương pháp thu gom hỗn hợp dầu khí đường ống bồn trũng cửu long, Luận văn thạc sĩ kỹ thuật [5] Lê Hoàng Tuấn (1994) Sức bền vật liệu tập 1&2, ĐHBK TP.Hồ Chí Minh [6] Ajay Malhotra (1995), Study of two and three-phase flow in large diameter horizontal pipelines, Ohio University [7] Damodaran Vedapuri (1999), Study on oil-water flow in inclined pipelines, Ohio University [8] Geir Elseth (2001), An experimental study of oil/water flow in horizontal pipelines, Telemark University College Kjolnes Ring 72 ... dụng của hệ thống đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô 5 Đối tượng phạm vi nghiên cứu Chất lưu vận chuyển đường ống công nghệ va hệ thống đường ống vận chuyển dầu thô mỏ Bạch Hổ Nội dung nghiên... chảy đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô để đánh giá mức độ tác động va ảnh hưởng của tượng va đập thủy lực lên độ bền của hệ thống đường ống va đề xuất giải pháp nhằm hạn chế... giảm thiểu, hạn chế ảnh hưởng của tượng va đập thủy lực lên đường ống công nghệ vận chuyển dầu thô, nâng cao tuổi thọ va hiệu kinh tế sử dụng 6 CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN