THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU TRẮNG

Tại khu vực này đã khoan các giếng thăm dò GT1X và GT2X. Năm 2011, từ miệng giếng GT1X đã lấy mẫu đối tượng để phân tích. Các kết quả phân tích những tính chất lý hóa của các mẫu chất lỏng cho thấy: dầu tại mỏ Gấu Trắng có hàm lượng paraffin, asphalten và nhựa cao; hệ số khí trong dầu thấp 48 m3tấn; dầu có độ nhớt cao. Ở trạng thái tĩnh và ở nhiệt độ thấp, dầu tạo thành cấu trúc vững chắc, cần thiết phải xử lý để cải thiện các tính chất vận chuyển của nó để có thể vận chuyển được. Để nắm vững và tìm hiểu sâu hơn giải pháp mà XNLD Vietsovpetro sử dụng để giải quyết vấn đề thu gom, xử lý, vận chuyển dầu khí mỏ Gấu Trắng. Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan Khai thác, Khoa dầu khí, em đã tiến hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin tại mỏ Gấu Trắng”. Với nội dung chính là phương pháp khai thác dầu có hàm lượng paraffin cao ở mỏ Gấu Trắng và đề xuất phương án xử lý để phục vụ cho công tác khai thác vận chuyển đến giàn BK14.

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU

TRẮNG

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

THÁI BÁ VŨ LỚP: KHOAN - KHAI THÁC B – K57

MỤC LỤC:

LỜI NÓI ĐẦU 1

CHƯƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT 3

1.1 Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí 3

1.1.1 Chức năng và đặc điểm chung của thu gom và xử lý dầu khí 3

1.1.2 Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí 4

1.2 Paraffin và ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí 13

1.2.1 Tính chất lý-hóa của Paraffin 13

1.2.2 Ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí 13

1.2.3 Cơ chế tích tụ Paraffin 14

1.3 Các phương pháp xử lý tích tụ Paraffin 19

1.3.1 Phương pháp cơ học 19

1.3.2 Phương pháp nhiệt học 20

1.3.3 Phương pháp hóa học 21

1.4 Các phương pháp vận chuyển dầu nhiều Paraffin 21

1.4.1 Phương pháp trộn dầu nhiều paraffin với các dung môi hoặc với dầu có độ nhớt thấp 21

1.4.2 Phương pháp bơm chuyển dầu nóng 23

1.4.3 Phương pháp vận chuyển dầu khi xử lý nhiệt 24

1.4.4 Phương pháp bơm chuyển dầu khi xử lý bằng hóa phẩm 26

1.4.5 Phương pháp bơm chuyển nước - dầu: 30

1.4.6 Phương pháp bơm chuyển dầu bão hòa khí 32

1.4.7 Bơm chuyển dầu bằng các nút đẩy, phân cách 33

1.4.8 Phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí 33

CHƯƠNG II GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN Ở MỎ GẤU TRẮNG 41

2.1 Tổng quan về mỏ Gấu Trắng 41

2.2 Các vấn đề trong vận chuyển dầu ở mỏ Gấu Trắng 49

2.2.1 Tính chất lý hóa của dầu thô ở mỏ Gấu Trắng 49

2.2.2 Đặc tính đường ống vận chuyển sản phẩm khai thác từ mỏ Gấu Trắng về giàn

xử lý trung tâm 50

2.2.3 Vấn đề lắng đọng paraffin trong quá trình vận chuyển dầu trong điều kiện nhiệt độ và lưu lượng thấp 50

2.3 Giải pháp vận khai thác dầu tại giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng 51

2.3.1 Sử dụng phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc - hóa phẩm PPD (Pour point de-pressant) để giảm nhiệt độ đông đặc của dầu trong quá trình khai thác 51

2.3.2 Sử dụng địa nhiệt để xử lý dầu trong quá trình khai thác khai thác ở giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng bằng hóa phẩm PPD 63

2.3.2 Tẩy rửa paraffin bên trong đường ống dẫn dầu từ BK-14 về CPP-3 66

2.3.3 Tách khí sơ bộ trong quá trình vận chuyển dầu từ GTC-1 mỏ Gấu Trắng về CPP-3 66

2.4 Tính toán tổn thất thủy lực trên đường ống trong quá trình vận chuyển dầu từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng về giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ 67

2.4.1 Cơ sở lý thuyết 67

2.4.2 Áp dụng tính toán tổn thất thủy lực trên đường ống trong quá trình vận chuyển dầu từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng về giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ 86

CHƯƠNG III CÔNG TÁC AN TOÀN VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 89

3.1 Một số yêu cầu an toàn trong khai thác – thu gom, vận chuyển và bảo quản dầu khí 89

3.1.1 Các biện pháp an toàn trong khai thác dầu khí 89

3.1.2 Thu gom, bảo quản và vận chuyển dầu khí 89

3.1.3 Công tác thi công kiểm tra và vận hành đường ống 90

3.2 Công tác bảo vệ môi trường 91

3.2.1 Bảo vệ môi trường 91

3.2.2 Công tác bảo vệ môi trường của LD Việt – Nga Vietsovpetro 91

3.2.3 Chất thải dầu khí và thiết bị ngăn ngừa ô nhiễm môi trường biển tại các công trình dầu khí: 91

3.2.4 Ứng cứu sự cố tràn dầu 95

KẾT LUẬN 97

DANH MỤC ĐỒ THỊ, HÌNH VẼ:

5 Hình 1.5 Độ giảm áp phụ thuộc vào hàm lượng gasonline 22

6 Hình 1.6 Kết quả xử lý dầu với 10% gasonline 23

8 Hình 1.8 Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu 26

9 Hình 1.9 Ứng suất trượt phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu 26

10 Hình 1.10 Mức độ chưa bị ảnh hưởng phụ thuộc vào hàm lượng chất xử lý 30

11 Hình 1.11 Ảnh hưởng hàm lượng nước đến tổn hao áp suất 31

13 Hình 1.13 Sơ đồ một nút lỏng – khí trên đường ống nằm ngang 36

14 Hình 1.14 Dạng thiết bị khử xung của Đại học dầu mỏ Groznui đề xuất 39

15 Hình 1.15 Dạng thiết bị khử xung Viện Tacta đề xuất 39

16 Hình 1.16 Dạng thiết bị khử xung Viện dầu Xibiri đề xuất 40

17 Hình 2.1 Sơ đồ vận chuyển sản phẩm mỏ Gấu Trắng về CPP-3 mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn đầu 41

18 Hình 2.2 Sơ đồ thiết bị lòng giếng của các giếng khai thác trên giàn GTC-1 43

20 Hình 2.4 Tốc độ lắng đọng paraffin dầu mỏ Gấu Trắng tại các điều kiện nhiệt độ vận chuyển khác nhau. 51

21 Hình 2.5: Cấu trúc của Paraffin 52

22 Hình 2.6 Cơ chế tác dụng của PPD lên dầu thô 53

24 Hình 2.8 Sự kết tinh paraffin dưới sự có mặt của các chất ức chế 55

25 Hình 2.9 Độ nhớt của dầu thô mỏ Gấu Trắng không xử lý và xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. 57

26 Hình 2.10 Tính chất lưu biến của dầu mỏ Gấu Trắng ở các nhiệt độ xử lý khác nhau 64

28 Hình 2.12 Sơ đồ bơm hóa phẩm xuống giếng khai thác ở mỏ Gấu Trắng 65

29 Hình 2.13 Sơ đồ hệ thống xử lý, thu gom và vận chuyển sản phẩm khai thác mỏ Gấu Trắng 66

30 Hình 2.14 Đường cong chảy (a) và đường cong nhớt (b) 68

31 Hình 2.15 Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton 72

32 Hình 2.16 Đặc tính chuyển động của chất lỏng Bingham trong ống (a), phân bố lực cắt τ (b) và tốc độ chuyển động v (c). 77

33 Hình 2.17 Sơ đồ tuyến ống từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng về giàn CPP-3mỏ Bạch Hổ 86

DANH MỤC BẢNG BIỂU:

STT SỐ HIỆU

1 Bảng 2.1 Nhiệt độ đông đặc của dầu thô ở một số mỏ dầu ở Việt Nam 52

2 Bảng 2.2 Hàm lượng paraffin và nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ ở một

4 Bảng 2.4 Ảnh hưởng của nhiệt độ lúc thêm PPD đến nhiệt độ đông đặc

10 Bảng 2.10 Ảnh hưởng của chất HĐBM đến sự giảm lắng đọng của dầu 61

11 Bảng 2.11 Kết quả đo lường paraffin lắng đọng từ mẫu dầu thô GTC-1

12 Bảng 2.12 Nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ Gấu Trắng sau khi xử lý bằng

13 Bảng 2.13 Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp 1 87

14 Bảng 2.14 Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp 2 88

LỜI NÓI ĐẦU

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh

tế thế giới, mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia Ngành dầu khí nước ta tuycòn khá trẻ, nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh

tế nước nhà Từ nhiều năm nay dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của ViệtNam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước Đến nay ngànhdầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộccông nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước Trong những năm qua đã có những bước

đi vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí cũng như xây dựngcác công trình dầu khí

Những cột mốc đáng ghi nhớ đó là sự ra đời của XNLD Vietsovpetro vàongày 19/11/1981 trên cơ sở Hiệp định của hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ)

về việc thành lập XNLD Vietsovpetro đã ký kết ngày 19/06/1981 Sau 5 năm tìmkiếm và thăm dò những tấn dầu đầu tiên đã được khai thác tại mỏ Bạch Hổ vào năm

1986 và nhanh chóng đưa sản lượng dầu khai thác đạt 50 triệu tấn vào năm 1997lên 100 triệu tấn năm 2001 Cho đến nay, tổng sản lượng khai thác dầu của XNLD

từ 2 mỏ Rồng và Bạch Hổ đạt trên 200 triệu tấn cũng như vận chuyển vào bờ hàng

tỷ mét khối khí đồng hành, chiếm đến 50% tổng sản lượng khai thác của toànngành XNLD Vietsovpetro đã trở thành con chim đầu đàn của Tập đoàn dầu khíViệt Nam Không dừng lại ở đó, cuối năm 2007 - đầu năm 2008 hãng CGG đã tiếnhành khảo sát địa chấn 3D trên diện tích ít được nghiên cứu ở phía tây và phía nam

mỏ Bạch Hổ, lô 09-1 với khối lượng là 343 km2 Năm 2009 Trung tâm nghiên cứucủa VPI đã tiến hành minh giải tài liệu địa chấn 3D thu được Kết quả là đã pháthiện được 4 cấu tạo nằm ở phía nam và phía tây mỏ Bạch Hổ, một trong số đó làcấu tạo Gấu Trắng

Tại khu vực này đã khoan các giếng thăm dò GT-1X và GT-2X Năm 2011,

từ miệng giếng GT-1X đã lấy mẫu đối tượng để phân tích

Các kết quả phân tích những tính chất lý hóa của các mẫu chất lỏng cho thấy:dầu tại mỏ Gấu Trắng có hàm lượng paraffin, asphalten và nhựa cao; hệ số khí trongdầu thấp 48 m3/tấn; dầu có độ nhớt cao Ở trạng thái tĩnh và ở nhiệt độ thấp, dầu tạothành cấu trúc vững chắc, cần thiết phải xử lý để cải thiện các tính chất vận chuyểncủa nó để có thể vận chuyển được

Để nắm vững và tìm hiểu sâu hơn giải pháp mà XNLD Vietsovpetro sử dụng

để giải quyết vấn đề thu gom, xử lý, vận chuyển dầu khí mỏ Gấu Trắng Được sựđồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác, Khoa dầu khí, em đã tiến hành thực hiện Đồ

án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin tại

mỏ Gấu Trắng” Với nội dung chính là phương pháp khai thác dầu có hàm lượng

paraffin cao ở mỏ Gấu Trắng và đề xuất phương án xử lý để phục vụ cho công tác

Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, quá trình thực tập cùng với sự nỗlực của bản thân, sự cộng tác của bạn bè, sự giúp đỡ của XNLD Vietsovpetro và đặcbiệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy giáo cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan -Khai thác, đồ án của em đã được hoàn thành Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, songbản đồ án chắc chắn không tránh khỏi những sai sót, vậy em rất mong nhận được sựđóng góp ý kiến, phê bình của các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ

án được hoàn thiện hơn

Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 06 năm 2017 Sinh viên

CHƯƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT

1.1 Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí

Dầu thô là sản phẩm mới được khai thác từ các giếng dầu gồm một hỗn hợpdầu, khí, nước, các tạp chất cơ học và các thành phần đồng hành khác Dầu thô saukhi được thu gom từ các giếng dầu cần phải xử lý để tạo ra các sản phẩm: dầuthương phẩm, khí đồng hành và nước thải,

1.1.1 Chức năng và đặc điểm chung của thu gom và xử lý dầu khí

Thu gom dầu thô là quá trình vận chuyển dầu, nước và khí theo đường ống

từ các giếng dầu đến điểm thu gom trung tâm Thu gom dầu thô tại mỏ trước hếtnhờ áp lực miệng giếng hoặc nhờ sự chênh lệch độ cao do địa hình giữa đầu vào vàđầu ra của đường ống dẫn và khi cần thiết phải dùng máy bơm để vận chuyển dầu.Quy trình thu gom dầu phải thực hiện đồng thời với việc đo lưu lượng của từnggiếng nhằm thiết kế quá trình khai thác giếng, kiểm tra và điều chỉnh khai thác củatoàn bộ mỏ

Quy trình xử lý để nhận được dầu thương phẩm gọi là xử lý dầu thô Xử lýdầu thô bao gồm: các quý trình công nghệ tách khí, ổn định dầu, tách nước (khử nhũtương), tách muối, làm sạch nước thải khỏi dầu bị nhũ hóa và các tạp chất cơ học

Xử lý sơ bộ dầu thô tại mỏ là việc cần thiết nhằm giảm chi phí vận chuyển (vìkhông phải vận chuyển cả dầu và nước đến nhà máy lọc dầu và sau đó lại phải vậnchuyển nước đã tách ra trở lại mỏ để bơm ép xuống vỉa, tránh được quá trình tạonhũ tương bền vững, không cho phép tạo thành hydrat trong các đường dẫn khí),giảm sự ăn mòn phá hủy các thiết bị, hẹ thống đường ống vận chuyển dầu khí, thiết

bị nhà máy lọc dầu trong quá trình vận chuyển dầu, khí và nước

Hiện nay, việc thu gom và xử lý dầu thô không còn là hai quy trình riêngbiệt, mà là hệ thống các quá trình công nghệ tiến hành đồng thời Hệ thống hiện đại

để thu gom và xử lý dầu khí là một tổ chức phức tạp liên hoàn bao gồm các đườngống dẫn và thiết bị công nghệ được tự động hóa cao Hệ thống thu gom và xử lý dầuphải đảm bảo:

- Không bị thất thoát khí đồng hành và các thành phần nhẹ của dầu do bị bốchơi trên đường vận chuyển

- Không làm ô nhiễm môi trường do tràn dầu, nước

- Có độ tin cậy cao của từng bộ phần và của hệ thống

- Các chỉ số kinh tế - kỹ thuật đạt được ở mức độ cao

Chi phí xây dựng các công trình và hệ thống đường ống để thu gom và xử lýdầu thường chiếm 50% vốn đầu tiên cho công nghiệp dầu khí Sử dụng thiết bị dướidạng các block luôn giảm được chi phí và rút ngắn thời gian dựa vào khai thác, chophép tránh được thất thoái dầu khí, trong việc tăng, giảm công suất (lắp đặt bổ sung

hay tháo dỡ các block riêng lẻ) phù hợp với tình trạng khai thác dầu, độ nhiễm nướccủa sản phẩm theo thời gian.

Để giảm chi phí, hệ thống thu gom và xử lý dầu khí phải được xây dựng mộtcách hợp lý với việc xác định số lượng, kích thước và cách phân bố các bình tách,các thiết bị công nghệ, các đường ống có tính đến đặc điểm của mỗi khu vực (địahình, sông ngòi, hồ ao, quy hoạch sử dụng đất, khả năng xây dựng, ) Một số vấn

đề quan trọng nữa là sử dụng hợp lý năng lượng dư từ giếng dầu Những vấn đề nêutrên phải được chú trọng khi thiết kế xây dựng mỏ, xem xét các phương án khácnhau của hệ thống duy trì áp suất vỉa, hệ thống cung cấp điện năng, hệ thống đườnggiao thông, Hệ thống phức tạp này ngày càng được hoàn thiện nhờ sự trợ giúp củamáy tính điện tử kết hợp các mô hình toán – kinh tế Tối ưu hóa quá trình xây dựngtiết kiệm được vốn đầu tư từ 10 – 15%

1.1.2 Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí

Mỗi mỏ dầu có đặc trưng riêng (tính chất của dầu, các điều kiện khai thácgiếng, khí hậu, đặc điểm địa phương, ) Vì vậy, một hệ thống thu gom dầu khíchung duy nhất cho mọi điều kiện là không tồn tại

- Theo mức độ kín của toàn bộ hệ thống mà người ta phân chia các hệ thốngthu gom ra các loại sau:

- Theo dạng bình đo – bình tách, phân chia thành:

+ Hệ thống có bình tách đo riêng biệt cho từng giếng,

+ Hệ thống bình tách đo cho cả cụm giếng

Những tiêu chuẩn phân loại này được kết hợp theo nhiều cách khác nhau đểhình thành một hệ thống thu gom hoàn chỉnh được áp dụng trong từng trường hợp

cụ thể

Trước đây, khi ngành dầu khí còn chưa phát triển, khai thác, thu gom và bảoquản dầu được thực hiện bằng phương pháp mở Khí đồng hành và các thành phầnnhẹ của dầu bay vào khí quyển.

1.1.2.1 Hệ thống thu gom tự chảy

Hệ thống thuộc dạng hỗn hợp (khí một phần) tự chảy đang được sử dụng ởcác mỏ cũ (xem hình 1.1a) Trong hệ thống này, hỗn hợp dầu khí áp lực thấp đượcvận chuyển từ các giếng (1) đến các bình đo riêng biệt (2) hay các bình đo theo cụm(3) Bình đo theo cụm được nối với 5-8 giếng (giếng tự phun, giếng khai thác bằnggaslift, giếng khai thác bằng bơm ngầm) Tại các bình đo, khí được tách ra ở áp suất0,11-0,15 MPa

Dầu cùng với nước từ bình tách tự chảy (do độ nghiêng tự nhiên của địahình) theo đường ống thu gom dầu vào các bồn chứa trung gian (5) và từ đây nhờmáy bơm (6) dầu được chuyển vào các bồn chứa (7) của điểm đến trạm xử lý dầuhay đén nhà máy lọc dầu Nước được tách ra xả vào hệ thống ống thoát nước Khitách ra đi theo đường ống dẫn khí đến trạm máy nén (9) và tiếp tục vận chuyển đếnnhà máy chế biến khí Trong một số trường hợp, phụ thuộc vào áp suất miệng giếng

có thẻ sử dụng quy trình tách hai cấp và trang bị hay đường thu gom khí (đường cao

áp và đường áp suất thấp) Vì các bình tách và bể chứa không kín, dầu có thể bốchơi và bị thất thoát đến 3% tổng lượng dầu khai thác được Từ những năm 50 người

ta bắt đầu sử dụng những hệ thống thu gom dầu khí kín một đường ống

1.1.2.2 Hệ thống thu gom dầu khí một đường ống

Hệ thống này thu gom dầu khí bằng một đường ống áp lực cao (xem hình1.1b) áp dụng cho tất cả các giếng có áp suất miệng giếng lớn hơn 0,4-0,5 MPa.Dầu khí từ các giếng được dẫn qua bình đo (I) đến điểm thu gom theo cụm giếng(II), thường được bố trí cách giếng 3-8 km Tại điểm thu gom II khí được tách ratheo hai cấp Cấp I: khí được tách ra trong bình tách 12 với áp suất 0,4-0,5 MPa,cấp II: khí được tách ra từ các bình lắng 13 và các bình chứa 14 và nhờ máy hútchân không 16 chuyển đi với áp suất 0,1 MPa Khí từ các bình lắng 13, các bìnhchứa 14 và khí cao áp từ bình tách 12 qua hệ thống làm khô 17 đến trạm nén 18.Sau đó khi đi qua bình lọc 19 và đến các giếng gaslift hay đến các nhà máy chế biếnkhí

1.1.2.3 Hệ thống thu gom dầu cao áp

Hệ thống thu gom dầu cao áp (xem hình 1.1c) được thiết kế để vận chuyểndầu bão hòa khí từ các mỏ về các điểm thu gom trung tâm Tại điểm thu gom trungtâm tập trung tất cả các thiết bị xử lý dầu và chế biến khí

Dầu từ các giếng, dưới áp lực miệng giếng đi qua bình cho đến trạm bơmchuyển tiếp hay đến trạm tách khu vực (II) Trạm bơm chuyển tiếp được xây dựngcách xa điểm thu gom trung tâm khoảng 10 km

Tại trạm bơm chuyển tiếp (hay trạm tách khu vực), quá trình tách khí cấp Iđược thực hiện với áp suất 0,6-0,7 MPa Áp suất đó đảm bảo vận chuyển khí đếnnhà máy chế biến khí mà không cần đến máy nén khí, đồng thời nhờ các máy bơm

ly tâm (21), dầu bão hòa khí được chuyển về điểm thu gom trung tâm cách đókhoảng 10 km hay xa hơn Tại điểm thu gom trung tâm lại tiến hành tách khí cấp II,nếu cần thiết có thể tách cấp II để xử lý dầu và làm sạch nước Với hệ thống này,các thiết bị công nghệ được tập trung ở mức độ cao, vì vậy số lượng các thiết bịgiảm đến tối thiểu, không có các bình lắng và các trạm nén khí, hầu như tận dụngđược hoàn toàn khí đồng hành

Hình 1.1 Một số hệ thống thu gom dầu

1.1.2.4 Các hệ thống thu gom dầu khác

Người ta ứng dụng các dạng khác nhau của hệ thống thu gom dầu khí cao ápdành cho các giếng khoan xiên được bố trí thành cụm giếng (xem hình 1.2)

Trong các hệ thống này có các tổ hợp thu gom dầu A Tại các tổ hợp gomdầu A, dầu được xử lý sơ bộ, sau đó được bơm đến điểm thu gom trung tâm đượcgọi là trung tâm xử lý dầu B

Quá trình tách khí được tiến hành theo 2-3 cấp Tách khí cấp I xảy ra ở ápsuất 0,4-0,8 MPa trước khi đến trạm bơm chuyển tiếp hay đến tổ hợp thu gom Khítách ra được đưa đến nhà máy chế biến khí Dựa vào quy trình công nghệ thu gom,

xử lý người ta chia các hệ thống thu gom ra làm 3 loại:

Theo hình 1.2a, toàn bộ dầu chưa tách nước được xử lý tại trung tâm xử lý, ởđây tiến hành quá trình tách nước và khí

Theo hình 1.2b, tại điểm xử lý sơ bộ người ta tiến hành xử lý dầu bão hòa khí

mà không sử dụng máy bơm, ngoài ra dầu không có nước và dầu có nước được xử

lý riêng

Theo hình 1.2c, tại điểm xử lý sơ bộ người ta tiến hành xử lý dầu bão hòa khí

mà không sử dụng máy bơm, ngoài ra dầu không có nước và dầu có nước được xử

lý riêng

Hình 1.2 Hệ thống thu gom dầu khác

1.1.2.5 Các sơ đồ công nghệ tổng hợp của hệ thống thu gom và xử lý dầu khí

Các sơ đồ này được thiết kế trên cơ sở tổng hợp các thành tựu khoa học vàkinh nghiệm trong và nước ngoài Nền tảng của các sơ đồ này là kết hợp các quátrình thu gom xử lý dầu với sự tập trung cao độ các thiết bị công nghệ chủ yếu tạiđiểm thu gom trung tâm Tại mỏ chỉ phân bố các bình đo Do điều kiện cụ thể củatừng mỏ rất đa dạng nên tổ hợp thu gom xử lý dầu có thể có 2 sơ đồ công nghệ về

sự phân bố các thiết bị phụ trợ tại khu mỏ:

- Tách khí cấp I kết hợp với tách nước sơ bộ

- Tách khí cấp I không có tách nước sơ bộ

Sơ đồ công nghệ tổng hợp được thể hiện trên hình 1.3 Trong sơ đồ này cóthể chia làm 5 cụm – trạm thiết bị:

Dầu khí và nước dưới áp lực 1,5-3 MPa từ các giếng (1) theo đường ống

75-100 mm, đi đến các cụm đo tự động (2), tại đây khí được tách ra và thực hiện quátrình tự động đo lưu lượng chất lỏng và khí Sau khi qua bình đo dầu, khí và chấtlỏng lại trộn lẫn vào nhau theo đường ống chung Ø200-500 mm chuyển đến trạm xử

lý dầu Các giới hạn cho phép của việc vận chuyển dầu theo một đường ống chungphụ thuộc vào địa hình, độ nhớt và lưu lượng của sản phẩm từ giếng, đường kínhống dẫn và áp suất đầu vào đường ống Để khử nhũ tương ngay trong ống, từ bình(3) người ta bơm vào dòng dầu – nước hóa chất khử nhũ tương

Tại trạm xử lý dầu quá trình tách khí cấp I xảy ra tại bình (4), tách nước sơ

bộ tại bình (5), nung nóng nhũ tương tại bình (6), kết tụ nước lại với nhau tại thiết

bị (7), tách nước triệt để và tách khí cấp II tại bình (8), cho nước ngọt vào tại bình(9), tách muối tại bình (10) và tách khí cấp III (ổn định dầu) Dầu đã được tách nước

và tách muối từ bình tách (11) tự chảy về hai bình chứa tạm thời (12)

Từ đây dầu được bơm chuyển vào bình đo tự động (14) để xác định khốilượng và chất lượng của dầu thương phẩm Dầu đảm bảo tiêu chuẩn thương phẩm(hàm lượng nước <0,5%, muối <100mg/l) được chuyển vào các bồn chứa rồi tiếptục theo đường ống dẫn đi đến các nhà máy lọc dầu Dầu chưa đảm bảo các tiêuchuẩn thương phẩm được tự động quay lại quy trình tách nước, tách muối Dầukhông bị nhiễm nước thì không qua trạm thiết bị xử lý dầu mà đi thẳng vào các bìnhtách cuối cùng (11) của cấp III, và được trộn lẫn với dầu đã được tách nước vàmuối

Khí được tách ra theo các đường ống đến trạm xử lý khí Đây là một tổ hợpthiết bị gọi là nhà máy chế biến khí – xăng Thông thường cụm thiết bị này được lắpđặt đảm bảo cho cả một nhóm các mỏ có trữ lượng lớn dầu và khí Tại mỏ người takhông tiến hành xử lý khí.

Nước được tách ra ở các bình lắng và bình tách nước bằng điện phân sẽ tựchảy về trạm xử lý nước Ở đây nước đi qua bình làm sạch (17) và khử khí (20),bình đo (21) rồi đi vào trạm bơm để bơm ép xuống vỉa Dầu còn sót lại được tách ratại bình (22) và được bơm vào trạm xử lý dầu

Cặn bùn tách ra từ dầu và nước tại các trạm xử lý được đưa vào bình chứa(23) Nước từ bình (23) và nước thải của toàn hệ thống được đưa vào bình nước thải(24), sau đó được bơm qua bình xoáy thủy lực (25) để tách cặn bùn ra Cặn bùnđược đưa vào bình (23), còn nước lại đưa về trạm xử lý dầu Khí được tách ra từnước đưa ra vòi đốt

Với một sơ đồ thu gom xử lý dầu như vậy, sự thất thoát dầu khí giảm đếnmức tối thiểu (0,2%)

Hình 1.3 Sơ đồ công nghệ tổng hợp

1.2 Paraffin và ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí

Parafin là tên gọi chung cho nhóm các hydrocacbon dạng ankan với phân tửlượng lớn có công thức tổng quát CnH2n+2, trong đó n lớn hơn 20 Parafin được CarlReichenbach phát hiện ra trong thế kỷ 19

1.2.1 Tính chất lý-hóa của Paraffin

Ở điều kiện thường, Parafin chủ yếu trong dạng chất rắn dạng sáp màu trắng,không mùi, không vị, với điểm nóng chảy thông thường nằm trong khoảng 47 °C-

65 °C Nó không hòa tan trong nước, nhưng hòa tan trong ête, benzen và một sốeste Parafin không bị thay đổi dưới tác động của nhiều thuốc thử hóa học phổ biến,nhưng rất dễ cháy

1.2.2 Ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí

Paraffin đối với lĩnh vực hóa học, vật liệu xây dựng là chất có giá trị kinh tếcao, từ Paraffin có thể chế biến ra nhiều sản phẩm có giá trị Nhưng đối với lĩnh vựckhai thác, vận chuyển, tàng trữ, xử lý dầu thì Paraffin lại là chất có hại

Khi giếng làm việc tính theo chiều từ vỉa lên miệng qua hệ thống thu gom,

xử lý, đến trạm bơm vận chuyển, nhiệt độ giảm dần, theo đường ống vận chuyển,khi mà điều kiện nhiệt độ tương ứng với nhiệt độ mà Paraffin kết tinh thì sẽ xảy rahiện tượng tích tụ Paraffin dọc theo đường ống

Như vậy Paraffin ở trạng thái rắn (tinh thể Paraffin) mà ta vẫn thường gọi tắt

là Paraffin xuất hiện khi và chỉ khi điều kiện nhiệt độ của môi trường (nhiệt độtrong thân giếng, trong đường ống, trong bể chứa, ) nhỏ hơn nhiệt độ tới hạn, giátrị nhiệt độ tới hạn tùy thuộc vào thành phần tính chất của từng loại Paraffin, nhiệt

độ tới hạn biến thiên trong khoảng từ 25-39 oC Khi tạo thành Paraffin chúngthường được di chuyển cùng với dòng sản phẩm chỉ tích tụ lại khi điều kiện tích tụ

có thể xảy ra

Yếu tố nhiệt độ ảnh hưởng trực tiếp đến điều kiện tạo thành Paraffin, dọctheo thân giếng nhiệt độ giảm dần nên Paraffin thường tích tụ từ chiều sâu tính từmiệng giếng đến 800m Hàm lượng khí trong dầu là yếu tố làm ảnh hưởng đến mực

độ giảm nhiệt, vì dọc theo thân giếng từ dưới lên áp suất giảm dần mức độ trương

nở của khí tăng, quá trình trương nở của khí là quá trình thu nhiệt Hàm lượng khícàng lớn thì mức độ giảm nhiệt càng lớn

1.2.3 Cơ chế tích tụ Paraffin

1.2.3.1 Cơ chế khuếch tán Paraffin phân tử

Trong quá trình chuyển động trong ống vì có sự trao đổi nhiệt với môitrường bên ngoài nên lớp dầu sát thành ống có nhiệt độ nhỏ hơn nhiệt độ trung bìnhcủa dòng dầu bên trong ống Do đó lượng kết tinh sẽ giảm dần từ sát thành ống chođến bên trong ống

Dưới tác động của khuếch tán phân tử sẽ có xu hướng phân bố lại nồng độParaffin ở tâm ống và thành ống Một lượng Paraffin hoàn tan di chuyển từ tâmđường ống ra thành ống và một lượng Paraffin kết tinh từ thành khuếch tán vào tâmống Khi Paraffin hoàn tan từ tâm ống chuyển động ra phía ngoài thành ống gặpnhiệt độ thấp một phần sẽ lắng đọng ở thành ống Nhiệt độ đầu tiên có tinh thểParaffin kết tinh gọi là nhiệt độ bão hòa.

1.2.3.2 Cơ chế chênh lệch vận tốc

Khi tinh thể Paraffin chuyển động trong đường ống chúng chịu tác dụng củahai lực (lực trọng lực và lực quán tính) tạo ra momen quay làm cho tinh thể chuyểnđộng về phía thành ống va đập vào thành ống sẽ tích tụ vào thành ống, dần dần cácParaffin bám vào thành ống sẽ dày thêm làm cho đường kính ống nhỏ dần

1.2.3.3 Cơ chế trọng lực

Do sự chênh lệch về tỷ trọng giữa các tinh thể Paraffin và dầu, các tinh thểParaffin có hướng chuyển động xuống phía dưới do tác dụng của trọng lực và ở mộtđiều kiện nào đó các Paraffin lắng đọng ở phía dưới thành ống

Nếu hai loại dầu có hàm lượng Paraffin như nhau thì quá trình lắng đọngParaffin của hai loại dầu cũng không giống nhau vì nó phụ thuộc vào dải phânParaffin của dầu Dầu có phân dải Paraffin nặng, lớn sẽ gặp rắc rối trong quá trìnhthu gom vận chuyển hơn

1.2.3.4 Cơ chế kết tinh và lắng đọng Paraffin trong quá trình vận chuyển dầu thô bằng đường ống

Sự lắng đọng Paraffin trong thành ống là hiện tượng phổ biến khi vận chuyểndầu thô bằng đường ống ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ kết tinh Paraffin Độ lắngđọng phụ thuộc chủ yếu vào thành phần hóa học của dầu, mức độ tổn thất nhiệt vàchế độ khai thác, vận chuyển kết quả phân tích thành phần chất lắng đọng cho thấyđây là các hỗn hợp gồm các Paraffin nặng, Asphalten, tạp chất cơ học, trong đóParaffin và Asphalten chiếm một tỷ lệ lớn

Asphalten là các hợp chất máu đen có trong dầu thô, chúng có phân tử lượngcao hơn nhiều so với các Paraffin, là các chất phân cực do sự có mặt của các kimtuyến điển hình là Paraffin như oxy, lưu huỳnh, cùng các kim loại trong phân tử.Trong phương diện hóa học Asphalten bao gồm các tạp chất mạch vòng cao phân tử

và hợp chất mạch vòng thơm Asphalten hòa tan được vào trong các dung môi nhưBenzen, Toluene, Xylence, Carbontetraloride nhưng không có khả năng tan trongcác sản phẩm trưng cất dầu như dầu hỏa (Kasosenk) và dầu Diezen Asphalten cũngkhông tan trong các Alkan nhẹ như Propan, Butan Các hạt Asphalten trong dầu thô

có dạng hình cầu đường kính từ 39-65 Å (1Å = 10-10m)

Phân lượng tử từ 10 000 đến 100 000 đvc, khối lượng riêng khoảng 1,22g/cm3

Các nhà nghiên cứu cho rằng dầu thô là một hệ keo mà các mixen là các hạtAsphalten, tập hợp xung quanh mixen keo là hợp chất ít hơn và nhẹ hơn như cácParaffin.

* Cơ chế kết tinh Paraffin:

Khi nhiệt độ của dầu thô giảm xuống nhiệt độ kết tinh, các tinh thể Paraffinbắt đầu hình thành ở dạng tinh thể hơn Mặc dù vậy, hiện tượng lắng đọng vẫn chưaxảy ra, các tinh thể Paraffin có khuynh hướng phân tán vào trong dầu nếu nhiệt độthành bể chứa, đường ống và nhiệt độ dầu như nhau

Vận chuyển dầu thô trong điều kiện nhiệt độ môi trường thấp, thành đườngống luôn có nhiệt độ nhỏ hơn nhiệt độ của dầu phía bên trong hiện tượng kết tinh,lắng đọng Paraffin sẽ liên tục xảy ra nếu nhiệt độ thành ống tiếp tục giảm hơn nhiệt

độ trong đường ống

Như vậy sự giảm nhiệt độ của dầu cộng với sự chênh lệch nhiệt độ giữathành ống và dầu là hai yếu tố quan trọng nhất quyết định khả năng kết tinh và lắngđọng Paraffin ngoài ra các yếu tố liên quan đến quá trình này là độ nhám bề mặtthành ống, kích thước và số lượng tinh thể Paraffin tạo thành, chế độ dòng chảy Ngoài ra sự kết tinh và lắng đọng Paraffin còn do tác động của trọng lực Ban đầucác phân tử Paraffin rắn hòa tan chuyển động (rơi) nhanh dần vì lúc này lực củatrọng lực lớn hơn lực của ma sát khi tốc độ chuyển động còn thấp Tuy nhiên theo

sự tăng tốc của dòng chảy thì chuyển động (rơi) của các hạt Paraffin rắn hòa tangiảm xuống do lực ma sát tăng lên và đến một lúc nào đó lực ma sát sẽ cân bằng vớilực của trọng lực, sự cân bằng này sẽ dẫn đến kết quả là các hạt chuyển động vớivận tốc đều

Do bề mặt gồ ghề của thành ống mà các tinh thể Paraffin bị giữ lại và tạothành mầm mống kết tinh cho các phân tử Paraffin lắng đọng tiếp theo Khi sự kếttinh chưa lớn lắm các tinh thể Paraffin ở trạng thái huyền phù với chất phân tán làcác tinh thể Paraffin rắn tự do

Nếu nhiệt độ tiếp tục giảm thì sự kết tinh tiếp tục tăng và dẫn đến các phân tửParaffin rắn hòa tan sẽ khuếch tán nhiều hơn về phía thành ống

Kết quả lắng đọng là do các tinh thể Paraffin bắt đầu hình thành cấu trúcmạng lưới liên kết Người ta thấy rằng các tinh thể Paraffin nhỏ có khối lượng phân

tử lớn đóng vai trò quan trọng trong việc hình thành mạng lưới tinh thể Paraffin và

nó là yếu tố quyết định đến giá trị nhiệt độ đông đặc của dầu Nếu sự kết tinhParaffin càng nhiều, mạng lưới liên quan này sẽ phát triển ngày càng rộng lớn

Nghiên cứu dòng chảy của dầu thô trong đường ống một cách chi tiết hơnngười ta đã đưa ra hai cơ chế quan trọng của sự hình thành lớp lắng đọng của sựhình thành lớp lắng đọng trên bề mặt thành ống của các tinh thể này

* Cơ chế khuếch tán phân tử:

Ngay khi nhiệt độ của thành ống giảm đến nhiệt độ kết tinh Paraffin cơ chế(khuếch tán phân tử) bắt đầu thể hiện Nguyên nhân dẫn đến sự vận động của cácphân tử Paraffin theo cơ chế này là do Paraffin kết tinh trong đường ống làm mật độphân bổ Paraffin giữa các vùng trên cùng một mặt cắt của dòng chảy không đều.Paraffin khuếch tán từ trong lõi dầu nơi có mật độ cao ra vùng sát thành ống nơidiễn ra quá trình kết tinh có mật độ Paraffin nhỏ Nói tóm lại cơ chế khuếch tán củacác phân tử Paraffin hòa tan với thành ống được tính theo phương trình của Ficknhư sau:

m = ρ D dc/dr = ρ D (dc/dt) (dt/dr)

Trong đó:

m- Khối lượng Paraffin kết tinh và khuếch tán ở thành ống trên một đơn vị

diện tích trong một đơn vị thời gian (kg/m2.s);

ρ- Khối lượng riêng của Paraffin rắn (kg/m3);

D- Hệ số khuếch tán của Paraffin trong dầu, hệ số này phụ thuộc vào các hạt

khuếch tán và môi trường khuếch tán (m2/s);

dc/dr- Gradient tập trung của Paraffin hòa tan theo khoảng cách (1/m); dc/dt- Gradient tập trung của Paraffin hòa tan theo nhiệt độ (1/oC);

dt/dr- Gradient nhiệt độ theo khoảng cách (oC/m)

Theo kinh nghiệm hệ số khuếch tán phân tử Paraffin hòa tan tỷ lệ nghịch đốivới độ nhớt động lực học của dầu

D = B/µ

Trong đó:

B- Hằng số tỷ lệ ứng với từng loại dầu;

µ- Độ nhớt động lực học của từng loại dầu.

Tại nhiệt độ trên nhiệt độ bão hòa Paraffin, dầu chưa bão hòa Paraffin vàGradient tập trung Paraffin bằng không Hệ số khuếch tán và Gradient tập trungParaffin tăng ngay khi nhiệt độ thành ống giảm tới nhiệt độ kết tinh Paraffin do mấtnhiệt ra ngoài môi trường Tốc độ khuếch tán tăng tới giá trị lớn nhất khi những tinhthể Paraffin xuất hiện trên thành ống sau đó giảm dần khi nhiệt độ dầu giảm tớinhiệt độ môi trường xung quanh Phương trình Fick cũng chỉ ra rằng nếu nhiệt độthành ống cao hơn nhiệt độ dầu thì các chất lắng đọng tan trở lại trong dầu (khi đó

hệ số khuếch tán D có giá trị m nghĩa là Paraffin bị tan ra ở thành ống chuyển độngvào trong dòng dầu)

* Cơ chế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán

Trong thực tế có những tinh thể Paraffin hình thành cấu trúc ngay trong quátrình vận chuyển, vì nhiệt độ của dầu đã giảm xuống thấp hơn nhiệt độ kết tinh củachúng Các tinh thể Paraffin này có xu hướng khuếch tán ra ngoài thành ống và dịch

chuyển với tốc độ trung bình theo hướng của dòng chảy Hiện tượng này được coi

là hình thức thể hiện của cơ chế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán từ khi xuấthiện hiện tượng kết tinh Paraffin trong lõi dầu Các trung tâm kết tinh phân bố đồngđều hơn và do đó chất lắng đọng không ổn định bằng trước đó, khi đó mới có hiệntượng khuếch tán phân tử Các yếu tố ảnh hưởng đến sự lắng đọng Paraffin theo cơchế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán là:

+ Bản chất của hiện tượng tạo Gen

Dầu thô thực chất là một hệ keo đa phân tán vì vậy nó có đủ các tính chất của

hệ keo, những tính chất này ít nhiều ảnh hưởng tới công tác vận chuyển dầu Hiệntượng dầu thô nhiều Paraffin tạo Gen khi nhiệt độ giảm là do lượng Paraffin đã kếttinh đủ lớn, khiến mật độ của chúng trong dầu dày đặc, lực hút phân tử giữa chúng

đủ khả năng liên kết thành mạng lưới không gian thể tích dầu Lực liên kết trongmạng lưới tinh thể Paraffin chính là lực hút tĩnh điện do các chất phân cực đồng kếttinh với Paraffin tạo ra Các vị trí liên kết của tinh thể, hạt Paraffin trong mạng làcác gốc các cạnh, những chỗ có bán kính cong lớn Khoảng không gian bên trongmặt tinh thể Paraffin lúc mới hình thành vẫn còn chứa một lượng dầu lỏng nhưng bị

bó lại trong đó, không có khả năng chảy làm cho dầu có tính dẻo Dầu ở trạng tháiGen có tính chất của chất lỏng nhớt dẻo – tính chất phi Newton

Độ nhớt của dầu trong quá trình vận chuyển rất cao, lúc đầu dầu chảy độnhớt phụ thuộc và Gradient vận tốc sau đó hệ Gel bị phá vỡ hoàn toàn thì lại có tínhchất giống như chất lỏng Newton

- Điều kiện dòng chảy

Khi Paraffin đã tạo thành và vận chuyển theo dòng sản phẩm, chúng sẽ đượctích tụ lại khi vận tốc dòng chảy nhỏ, mà vận tốc dòng chảy có liên quan trực tiếpđến lưu lượng vận chuyển trong ống, đường kính của ống

V = Q/F

Vận tốc dòng chảy tỷ lệ thuận với lưu lượng và tỷ lệ nghịch với đường kínhống Trong thân giếng càng lên gần mặt đất thì chiều dày của tích tụ Paraffin trongthành ống càng lớn

Hướng của dòng chảy cũng liên quan đến khả năng tích tụ Paraffin

- Khi hướng dòng chảy thay đổi đột ngột

- Đường ống vận chuyển thay đổi cấp đường kính đột ngột.

- Bề mặt của đường ống không phẳng làm hướng vận chuyển thay đổi liêntục

Quá trình tích tụ Paraffin là quá trình xảy ra liên tục, khi tinh thể Paraffin đầutiên tích tụ là cơ sở, mầm mống cho tinh thể Paraffin tiếp theo tích tụ Quá trình tích

tụ có thể dẫn đến làm giảm đáng kể tiết diện của ống OKT có khi làm tắc ống.1.3 Các phương pháp xử lý tích tụ Paraffin

Từ việc phân tích các điều kiện ảnh hưởng điều kiện tích tụ Paraffin mà taxem xét các điều kiện chính yếu để có biện pháp hạn chế phù hợp

Ví dụ:

- Nếu vì điều kiện vận tốc dòng chảy thì ta có thể hoặc tăng lưu lượng củagiếng nếu có thể hoặc giảm tiết diện chảy trong ống OKT bằng các giảm đườngkính ống

- Nếu vì điều kiện bề mặt của OKT thì ta thường sơn phủ bên trong lòng ốnglớp sơn đặc biệt tăng độ bóng, làm giảm khả năng bám dính của Paraffin vào thànhống

Tất nhiên các phương pháp trên chỉ hạn chế phần nào, khi Paraffin đã tích tụlên thành ống thì ta có các biện pháp sau đây

1.3.1 Phương pháp cơ học

Sử dụng thiết bị chuyên dụng để nạo quét Paraffin theo thành ống hình

mô tả thiết bị nạo Paraffin trong lóng OKT mà ta thường gọi là “Ckrebok”

- Bước 1: Đóng đường làm việc của giếng, mở van chặn trên đỉnh giếng vàthả Ckrebok vào trong Lublikator bắt đầu đánh dấu Ckrebok bằng đồng hồ chỉ thịchiều sâu “00” Bắt đầu thả Ckrebok vào trong giếng nhờ thiết bị tời trong quá trình

đi xuống của Ckrebok, bản thân Ckrebok tác dụng trực tiếp lên lớp Paraffin củathành ống, nếu mức độ tích tụ Paraffin lớn thì Ckrebok rất khó đi xuống có khikhông thể xuống được Khi gặp trường hợp như vậy ta sẽ dùng tay tác động vào dâycáp để cho Ckrebok dao động theo chiều lên xuống, khi dao động đi xuống bản thânCkrebok tác động đột ngột lên lớp Paraffin phá hủy chúng, cứ liên tục như vậy cùngvới việc thả dần Ckrebok xuống đến chiều sâu mà không còn vướng Paraffin

- Bước 2: Kéo Ckrebok lên, trong quá trình kéo lên nếu bị vướng ở khoảngchiều sâu nào thì lặp lại động tác dạo Ckrebok, cho đến khi Ckrebok chắc chắn quavan đỉnh nằm trong Lublikator thì đóng van đỉnh giếng, xả áp suất qua van Mở lạigiếng, đưa vào khai thác bình thường, khi dòng sản phẩm từ giếng lên sẽ kéo theo

cả Paraffin mà đã nạo rơi lên trên mặt đất

Hình 1.4 Sơ đồ thiết bị nạo Paraffin.

- Hơi nóng, nước nóng từ các nguồn khác nhau Ví dụ hơi nóng từ trạm hơinóng PPU-1600 do Liên Xô sản xuất Hơi nóng có thể được dẫn vào giếng khoantheo từ trong cần OKT hoặc theo ngoài cần OKT tùy theo mức độ tích tụ Paraffintrong giếng Đối với các giếng khai thác bằng phương pháp Gaslift thì đơn giản tachỉ cần dừng cấp khí nén làm việc và trực tiếp nén hơi nóng 180oC – 200oC vàothẳng trong cần OKT cho đến khi toàn bộ thân giếng đủ nóng thì ta cấp lại khí chogiếng làm việc bình thường

1.3.3 Phương pháp hóa học

Phương pháp hóa học thực chất chỉ hạn chế mức độ tích tụ Paraffin trên cơ

sở hóa chất mà ta định lượng bơm vào đường làm việc của các giếng, chúng tạo nên

lớp vở bọc xung quanh các tinh thể Paraffin làm giảm khả năng bám dính của cácthành phần Paraffin với thành ống và khả năng dính kết các tinh thể Paraffin vớinhau giảm, mặt khác hóa phẩm có tác dụng tráng lên thành trong của ống vậnchuyển hoặc thành trong của ống OKT lớp bảo vệ làm giảm khả năng bám dính củaParaffin.

Trong thực tế vận chuyển, tàng trữ đối với loại dầu có hàm lượng Paraffinđáng kể cố gắng bằng mọi phương pháp không nên để dầu ở trạng thái tĩnh mà luôn

để chúng ở trạng thái động bằng cách bơm tuần hoàn, bơm trộn liên tục

Khi vận chuyển dầu nếu có hiện tượng tích tụ Paraffin áp suất bơm tăng thì

ta nên kịp thời tìm biện pháp xử lý, tùy thuộc vào điều kiện thực tế của từng cơ sởsản xuất Trong thực tế, thường sử dụng phương pháp dùng dầu Diezel hoặc khíngưng tụ Condensat bơm trực tiếp vào đường ống với mục đích làm hòa tanParaffin

1.4 Các phương pháp vận chuyển dầu nhiều Paraffin

1.4.1 Phương pháp trộn dầu nhiều paraffin với các dung môi hoặc với dầu có độ nhớt thấp

Khi ta trộng lẫn hai loại dầu thô có thành phần Paraffin khác nhau, tính chấtdòng chảy khác nhau ta sẽ được hỗn hợp có tính chất trung gian

Ứng dụng nguyên lý này, nhiều công ty dầu khí đã tiến hành các thựcnghiệm và áp dụng vận chuyển dầu thô có hàm lượng Paraffin cao, nhiệt độ đôngđặc và độ nhớt lớn

Các chất được sử dụng trộn lẫn đẻ cùng vận chuyển với dầu là các thànhphần nhẹ của dầu mỏ như: dầu nhẹ, gasonline, kerosen, diezel, fuel

Việc lựa chọn các thành phần nhẹ này tùy thuộc vào điều kiện nơi sản xuất.Cho đến nay, vẫn chưa xây dựng được quy luật cụ thể xác định sự ảnh hưởngcủa các thành phần nhẹ lên dầu thô Tuy nhiên, với mục đích ứng dụng trong sảnxuất, rất nhiều thí nghiệm đã được tiến hành và xây dựng nhiều quan hệ thựcnghiệm

Ảnh hưởng của các dung môi thêm vào là làm giảm độ nhớt và do đó sẽgiảm tổn hao áp suất do ma sát

Thực nghiệm ALOEV-1969 chỉ ra quan hệ đó như hình và , trong đó:

- Nồng độ gasonline tăng  tổn hao áp suất giảm

- Nhiệt độ xử lý càng tăng  hiệu quả càng kém

* Nhận xét:

Giải pháp này sẽ rất có giá trị kinh tế nếu dung môi là các chất tự nhiên (thô)

có sẵn gần vùng vận chuyển dầu thô nặng, hỗn hợp dầu nặng – dầu nhẹ này đượcdẫn đến nhà máy lọc dầu và lọc cùng một lúc

Giải pháp này cũng rất có lợi trong trường hợp vận chuyển hỗn hợp cácthành phần nặng và nhẹ tại nhà máy lọc dầu.

Đối với dầu thô tại vùng mỏ của ta, giải pháp này muốn thực hiện được phảicung cấp gasonline hoặc các thành phần nhẹ của nhà máy lọc dầu vì ta không có sẵncác dung môi nhẹ tự nhiên Như vậy, cần phải có các thiết bị phục hồi gasonline vàhoàn lưu lại

Nồng độ gasonline sử dụng cũng khá cao, gần bằng 10% nên rất tốn kém, do

đó không thể thực hiện được cho dầu thô ở thềm lục địa Việt Nam

Hình 1.5 Độ giảm áp phụ thuộc vào hàm lượng gasonline

0C

Hình 1.6 Kết quả xử lý dầu với 10% gasonline.

1.4.2 Phương pháp bơm chuyển dầu nóng

Đối với các loại dầu thô có nhiệt độ đông đặc cao, lại được vạ chuyển trongmôi trường có nhiệt độ thấp, việc vận chuyển dầu trên điểm đông đặc sẽ có ưu điểmlàm giảm độ nhớt của dầu trong quá trình vận chuyển và trong trạng thái tĩnh (khiđường ống không vận hành), sự phục hồi cấu trúc dầu chậm hơn so với trường hợpvận chuyển dầu dưới điểm đông, do đó áp suất khởi động cũng nhỏ hơn.

Để giữ nhiệt độ dầu thô trên điểm đông, có thể gia nhiệt cho dầu bằng cácgiải pháp sau:

- Dùng trạm gia nhiệt

- Gia nhiệt dọc đường ống

- Gia nhiệt bằng trạm kết hợp bọc lớp cách nhiệt

a) Gia nhiệt bằng trạm:

Nếu chỉ đơn thuần chỉ sử dụng việc gia nhiệt bằng trạm, quá trình trao đổinhiệt với môi trường là rất lớn, chẳng bao lâu khi vận chuyển, dầu sẽ đạt đến nhiệt

độ đông đặc

b) Gia nhiệt dọc đường ống:

Có thể dùng hơi, nước nóng hoặc dùng điện để gia nhiệt cho đường ống Ta

c) Dùng trạm gia nhiệt kết hợp với bọc lớp cách nhiệt:

Dầu sau khi gia nhiệt sẽ được vận chuyển trong đường ống có bọc lớp cáchnhiệt Polyarethane với tính chất cách nhiệt tốt được sử dụng khá phổ biến trongđường ống dẫn dầu.

Khi tăng chiều dày lớp cách nhiệt sẽ giảm được tổn hao áp suất do ma sát,giảm được giá vận hành Tuy nhiên giá đầu tư ban đầu sẽ tăng lên rất nhiều

Để ước tính chiều dày tối thiểu, người ta chú ý đến 2 thông số:

- Chiều dày lớp cách nhiệt  giá đầu tư

- Năng lượng tiêu hao  giá vận hành

1.4.3 Phương pháp vận chuyển dầu khi xử lý nhiệt

Quá trình kết tinh và đóng rắn của Paraffin phụ thuộc vào nhiệt độ và tốc độbiến đổi nhiệt độ

Nhiều nghiên cứu cho thấy tốc độ biến đổi nhiệt độ có thể làm biến đổi cấutrúc của dầu thô và tính chất của nó

Dầu thô được gia nhiệt đến một nhiệt độ đủ cao, hòa tan phần lớn các tinhthể Paraffin có trong dầu, sau đó làm lạnh đột ngột Lúc này, một phần lớn các hạttinh thể nhỏ hình thành và tách ra Quá trình làm lạnh này làm các hạt Paraffin saukhi tách ra không đủ thời gian kết hợp với các mầm tinh thể tồn tại sẵn trong dầu.Các hạt tinh thể do đó sẽ ngưng tụ hình thành các tinh thể hỗn tạp với nhiều kíchthước khác nhau, mặt khác các mầm tinh thể lại bị các thành phần nhựa có trongdầu thô bao phủ do đó làm giảm các lực liên kết giữa các tinh thể và mạng lướikhông gian của tinh thể không được tăng cường

Quá trình này làm giảm đáng kể độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô.Tính lưu biến này có thể duy trì trong một thời gian đủ dài trong quá trình vậnchuyển và dự trữ ở nhiệt độ thích hợp

Xác định các thông số cho giải pháp này là một điều rất quan trọng Cácthông số là:

- Nhiệt độ hòa tan tất các các mầm tinh thể Paraffin

- Tốc độ làm lạnh tối thiểu bảo đảm hiệu quả cao nhất

- Nhiệt độ duy trì trong bồn chứa sau khi xử lý

Các mẫu dầu khác nhau sẽ đòi hỏi những điều kiện xử lý khác nhau Do đóviệc kiểm tra, theo dõi thường xuyên các điều kiện xử lý là cần thiết Do đó gâynhiều khó khăn trong quá trình vận hành.

b) Tính chất dầu thô với phương pháp xử lý nhiệt không được cải thiện nhiều

và nó tùy thuộc vào loại dầu.

Các kết quả nghiên cứu dầu thô Bạch Hổ cho thấy rất khó đạt được hiệu quảmong muốn bằng phương pháp này

Xử lý ở nhiệt độ tối ưu (85oC) cũng chỉ hạ điểm đông đến 24oC và độ nhớtđược cải thiện (giảm) không nhiều

c) Dầu thô rất dễ phục hồi cấu trúc nếu không duy trì điều kiện vận chuyển

Hình 1.8 Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu

Hình 1.9 Ứng suất trượt phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu

1.4.4 Phương pháp bơm chuyển dầu khi xử lý bằng hóa phẩm

Qua nghiên cứu và thực nghiệm, người ta nhận thấy rằng một số thông sốcủa dầu thô có thể được cải thiện như: làm giảm độ nhớt, hạ nhiệt độ đông đặc, nếu trước khi vận chuyển ta thêm vào một số hóa phẩm có tác dụng làm tố hơn tínhlưu biến của dầu

Các hóa phẩm được dùng để xử lý dầu thô nhìn chung về mặt cơ chế có thểchia làm 2 nhóm:

1) Nhóm 1:

Các phụ gia có xu hướng kết hợp với mạng tinh thể Paraffin Các phân tử củaphụ gia kết dính vào mạng tinh thể hoặc định vị tại các cấu trúc phân tử Paraffintrong suốt quá trình giảm nhiệt độ Các hạt Paraffin nhỏ được bao bọc bởi các phân

tử phụ gia này nên lực liên kết giữa chúng bị giảm đi, các phân tử Paraffin khó kếthợp lại để tạo thành mạng tinh thể vững chắc

Theo nghiên cứu của Price, các chất phụ gia này trong thực tế thuộc vào 2nhóm hóa phẩm Đáng chú ý là Copolyme kết hợp giữa etylen và các polymer, còn

ở nhóm sau là các polymer với mạch nhánh là các n-paraffin Cả hai loại hợp chấtnày có các phân tử đều dùng mạch nhánh liên kết với mạng tinh thể paraffin

Việc sử dụng phụ gia đơn thuần không đem lại hiệu quả cao Các nghiên cứucho thấy các phụ gia hoạt động hiệu quả hơn nếu càng ít paraffin tách ra tại thờiđiểm cho hóa phẩm vào Như vậy đồi hỏi phải có kết hợp quá trình gia nhiệt đểnâng cao hiệu quả xử lý Các nghiên cứu còn cho thấy khoảng nhiệt độ xử lý tối ưunằm trên nhiệt độ đông đặc và tùy thuộc vào từng loại hóa phẩm

Giải pháp này đang mang lại nhiều hiệu quả cao khi áp dụng tại Việt Nam

Nhóm 2:

Vào năm 1954, lần đầu tiên người ta nhận thấy khi thêm vào dòng chảy mộthóa chất, chúng có tác dụng làm giảm lục cản trong dòng chảy Newton lẫn phi

Newton Các nghiên cứu sâu hơn cho thấy các tác nhân làm giảm lực cản trongdòng chảy thuộc về Lyophilic Polymer Các hóa phẩm hiệu quả nhất thuộc về cácchất mang nhóm phân cực: chẳng hạn nhóm carboxy mà tiêu biểu là CMC(Carboxy Methyl Cellulose).

Cơ chế chính xác mô tả hoạt động của các hóa phẩm làm giảm lực cản, còngọi là DRA (Drag Reduced Agent), đến nay vẫn chưa được biết

Người ta cho rằng, trong dòng chảy rối, các điểm chất lỏng có thể chuyểnđộng theo bất cứ hướng nào Tất cả dòng chảy không cùng hướng chính của dòngchảy (hướng có gradient áp suất giảm dần) sẽ hấp thụ năng lượng của dòng chảy,dòng chảy càng rối thì năng lượng được hấp thụ và tiêu tán cho dòng chảy ngangcàng nhiều

Khi thêm DRA chúng sẽ hấp thụ các thành phần này và sau đó trả lại nănglượng cho dòng chảy do đó không bị tiêu tán năng lượng

Trong dòng chảy có thể phân ra: lớp tường và tâm rối

DRA có tác dụng làm giảm sự rối của dòng chảy:

DRA dường như hoạt động trên lớp phụ tầng và vùng đệm

Kết quả hoạt động của DRA là làm giảm ma sát trong dòng chảy và do đólàm tăng hiệu quả vận chuyển dầu thô

Theo “Pipeline rule of Thumb handbook” – trang 251, các dữ liệu được đềcập như sau:

Sự giảm ma sát do hoạt động của DRA có thể mô tả theo phương trình:

Sf.treated: tổn thất ma sát đơn vị cho dầu đã xử lý.

Một đặc trưng khác cũng hay được sử dụng là:

D

Trong đó: D/R: mức độ chưa bị ảnh hưởng do DRA

Mối liên hệ giữa hệ số ma sát của dầu chưa xử lý và dầu đã xử lý như sau:

Quan hệ giữa DR và lượng hóa phẩm DRA (nồng độ ppm) có thể được xácđịnh:

1

ppm = A∗1 DR +B (1-5)Trong đó:

ppm : Nồng độ hóa phẩm

A,B : Các hệ số xác định bằng thực nghiệm

Với nền tảng là công thức (1-1) – (1-5), công ty Atlantic Richfield đã xâydựng một chương trình máy tính có tên gọi là CBLFLO

Kết quả tính toán được mô tả trên (hình 1.10)

Đồ thị cho thấy khi ppm tăng dẫn đến D/R giảm, do đó

dP treated =dP untreated∗(D

R) cũng giảm theo

Tuy nhiên, khi tăng ppm thì giá trị D/R bé nhất dạt được cũng không thể nhỏhơn 0,35 – nghĩa là độ giảm áp của dầu xử lý DRA so với dầu chưa xử lý đạt đượctối đa là 65%

Tùy theo loại dầu và trên cơ sở kinh tế mà ta chọn nồng độ ppm sao cho cólợi nhất

Công nghiệp sản xuất các chất DRA là một công nghiệp mới, phát triển vớitốc độ nhanh chóng Tuy nhiên do sự cạnh tranh của thị trường các nhà sản xuấtDRA không muốn tiết lộ thông tin nên sự hiểu biết về các chất DRA rất nghèo nàn

Một trong những hóa chất được sử dụng nhiều và khá hiệu quả là CDR Vớicông nghệ tổng hợp các polymer khác nhau, ta có các loại CDR 101, CDR 102,…

0,5 0,6 0,7 0,8 0,910

Hình 1.10 Mức độ chưa bị ảnh hưởng phụ thuộc vào hàm lượng chất xử lý

1.4.5 Phương pháp bơm chuyển nước - dầu:

a) Nghiên cứu vận chuyển hỗn hợp dầu – nước

Người ta nhận thấy trong quá trình vận chuyển, nước thường tách lớp, hìnhthành lớp màng nằm sát thành ống bao bọc dầu Do đó nước tiếp xúc thành ốngnhiều hơn dầu, điều này cho phép làm giảm đáng kể ma sát trong quá trình vậnchuyển

Khảo sát sự ảnh hưởng của hàm lượng nước đến tổn hao áp suất, ME Charles

đã thiết lập được mối quan hệ này như hình 1.11

0,05 0,25 0,70

Po : áp suất vận chuyển dầu

Pow : áp suất vận chuyển hỗng hợp dầu – nước

Qw : lưu lượng nước trong hỗn hợp

Qow : lưu lượng hỗn hợp dầu – nước

Theo đồ thị ta thấy tỷ số Po/Pow lớn nhất khi tỷ lệ Qw/Qow = 0,3 – 0,4, nghĩa làlượng nước chiếm đến 30% - 40% thể tích

Giải pháp này rất thích hợp và hiệu quả cho địa hình đồi núi

b) Những quan điểm mới:

Cũng với hỗn hợp dầu – nước, nhưng vài năm gần đây người ta đưa ra mộtphương thức vận chuyển mới, cho hiệu quả cao

Theo quan điểm này, dầu và nước trong dòng chảy sẽ hình thành một dạngnhũ tương

Nhũ tương dầu – nước được chuẩn bị bằng việc thêm các chất hoạt động bềmặt vào nước Với nhũ tương được hình thành như vậy, độ nhớt nhũ tương sẽ giảmđáng kể, các nghiên cứu cũng chỉ ra độ nhớt của nhũ tương độc lập với độ nhớt củadầu

Các thực nghiệm của ROSE và MARSDEN 1970 đã chỉ ra rằng, độ nhớt củanhũ tương có thể mô tả theo công thức RICHARDSON:

μ ow =μ w∗exp(a∗Q o

Q ow ) (II-6)Trong đó:

a : hằng số

µw : độ nhớt của nước

µow : độ nhớt của nhũ tương

Các thực nghiệm chỉ ra tỷ lệ Qo/Qow tối ưu = 0,5 ứng với Po/Pow = 9

Ảnh hưởng của nhiệt độ hầu như không đáng kể đến tổn hao áp suất vàdường như nó chỉ làm giảm độ nhớt của nước

Khi dầu – nước được vận chuyển đến nơi, người ta phải tách nước ra khỏidầu, quá trình phân tích này có thể dùng một trong các phương pháp: cơ học, hóaphẩm, điện từ Nước sau khi tách ra phải được xử lý bằng hóa chất để loại bỏ cácchất hoạt động bề mặt tránh ô nhiễm môi trường trước khi thải ra ngoài

* Nhận xét:

- Phương án có thể đem lại hiệu quả khả quan nhờ giảm đáng kể tổn hao ápsuất trong quá trình vận chuyển và do đó giảm được chi phí năng lượng tiêu tốn chobơm

- Đòi hỏi quá trình phân tích nước tại nơi đến, đây là một vấn đề gây trở ngạilớn vì chi phí phân tích không nhỏ

- Tiêu tốn các chất hoạt động bề mặt và các hóa chất xử lý nước làm tăng giáthành vận hành

- Lưu lượng vận chuyển ở các mỏ của ta khá cao, quá trình vận chuyển làliên tục trong quá trình tách nước phải có một thời gian lưu nhất định > cần phải

có các bể xử lý > nâng cao giá thành đầu tư

- Nếu không tạo được nhũ dầu trong nước mà ngược lại nước trong dầu thìkết quả càng xấu hơn

1.4.6 Phương pháp bơm chuyển dầu bão hòa khí

Dầu khí vận chuyển theo đường ống luôn luôn có một lượng khí đồng hành.Khối lượng khí này nhiều hay ít phụ thuộc vào tính chất của dầu, điều kiện tách vàbơm chuyển Tăng lượng khí bão hòa trong dầu và vận chuyển dầu bão hòa khí làmột trong những phương pháp nhằm làm tốt hơn tính lưu biến của dầu thô

Khi bơm chuyển dầu bão hòa khí: tổn hao áp suất giảm, áp suất khởi độnggiảm Hiệu quả phương pháp tăng khi tăng lượng khí bão hòa trong dầu

Nét đặc trung của công nghệ bơm chuyển dầu bão hòa khí làm đảm bảo vậnchuyển dầu 1 pha, tức là tránh cho khí tách ra khỏi dầu Để đạt được điều đó phảiduy trì áp suất trên toàn bộ đường ống luôn cao hơn áp suất bão hòa

Thực hiện phương pháp vận chuyển dầu bão hòa khí đòi hỏi phải trang bị kỹthuật đảm bảo dầu bão hòa khí luôn dưới dạng 1 pha ở đầu hút máy bơm và đườngống phải được thiết kế và lắp đặt để vận chuyển với áp suất cao.

1.4.7 Bơm chuyển dầu bằng các nút đẩy, phân cách

Bản chất của phương pháp này là sau khi bơm một lượng dầu paraffin độnhớt cao sẽ bơm nối tiếp một nút độ nhớt thấp, hoặc nước, hoặc chất ngăn cách đặcbiệt

Bơm chuyển dầu độ nhớt cao nhờ các nút đẩy ở chế độ chảy tầng không cólớp ngăn cách thường khó thực hiện vì trong trường hợp này khối lượng nút đẩyphải lớn hơn 3 – 4 lần khối lượng dầu cần vận chuyển

Bơm chuyển dầu độ nhớt cao nhờ các nút đẩy ở chế độ chảy rối sẽ tạo thành

ở ranh giới hai chất lỏng một vũng hỗn hợp Vùng hỗn hợp này thấp hơn nhiều sovới chế độ chảy tầng và thường chiếm khoảng 1% thể tích dầu

Tuy nhiên khi khối lượng vận chuyển dầu không nhiều, để vận chuyển ở chế

độ chảy rối đòi hỏi tăng chất lỏng đẩy Để giảm khối lượng chất đẩy, người tathường sử dụng các nút ngăn cách Những nút này có thể là chất rắn hoặc chất lỏng.Những nút bằng chất rắn là những thiết bị cơ nằm giữa hai lớp dầu và cùng dầuchuyển động dọc theo đường ống Những nút ngăn cách lỏng là những chất lỏngđặc quánh (có thể là gốc hydrocacbon hoặc không hydrocacbon) với tính chất lưubiến đặc biệt (hỗn hợp chất dẻo, đàn hồi) Ưu điểm của nút ngăn cách lỏng là có khảnăng sử dụng trong đường ống với kích thước thay đổi

1.4.8 Phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí

Cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu – khí khi chuyển động theo đường ốngnằm ngang rất đa dạng, phong phú Trên cơ sở khảo sát trực quan, các nhà nghiêncứu đã phân chia ra các dạng cấu trúc của dòng chảy hỗn hợp dầu – khí như sau:

- Dòng chảy dạng bọt (hình 1.12-1): Pha khí trong dòng chảy dạng bọt riêng

biệt, được phân tán trong môi trường dày đặc của chất lỏng Hàm lượng khí tăngcao ở phần trên của đường ống Với vận tốc chuyển động cao chế độ đồng dạnghiếm được tạo thành

- Dòng chảy dạng nút (hình 1.12-2 và 1.12-2A): Các bọt khí được hợp lại

thành các nút riêng biệt hoặc tích lại ở phần trên của ống

- Dòng chảy phân lớp (Hình 1.12-3): Các pha khí và lỏng phân chia hoàn

toàn và chuyển động theo lớp: chất lỏng chảy theo phần dưới ống, khí phần phíatrên ống Ranh giới phân chia giữa các pha nhẵn

- Dòng chảy sóng phân lớp (Hình 1.12-4): Pha lỏng và khí riêng biệt Trên

bề mặt của lớp chất lỏng, quan sát có sóng lớn Chế đọ như thế xuất hiện từ nhữngdòng chảy phân lớp khi tăng vận tốc chuyển động của khí

- Dòng chảy sóng với những lớp chắn (sóng tán xạ - Hình 1.12-5): Được tạo

thành khi tiếp tục tăng vận tốc chuyển động của khí Sóng cao hơn, đạt tới phần trêncủa ống Chúng chuyển động với vận tốc lớn và làm ướt toàn bộ bề mặt của thànhống

- Dòng chảy hình khuyên (Hình 1.12-6): Các màng chất lỏng có độ dày gần

đều nhau bao lấy mặt trong của ống Khí chuyển động theo phần giữa, trong đó cócác hạt chất lỏng bị bao bọc Một chế độ như thế được thấy trong chuyển động nằmngang với hàm lượng khí lớn

+ Nút chất lỏng phủ đều theo tiết diện ống dẫn

+ Nút khí chiếm một phần tiết diện và phân bố giữa những nút lỏng kế cận.+ Lớp chất lỏng bám sát thành ống và chuyển động dưới dạng nút khí

Hình 1.12 Dòng chảy của hỗn hợp dầu – khí.

Chiều dài nút chất lỏng và đặc biệt là nút khí thường lớn hơn đường kính ốngnhiều lần (Hình 1.13 và 1.13A)