Áp dụng tính toán tổn hao áp suất trên đường ống vận chuyển dầu từ RP-2 mỏ Rồng về giàn CNTT CTP-2 mỏ Bạch Hổ

Nhiệm vụ tính toán công nghệ

Khi làm việc, ống sẽ chịu kéo nén do trọng lượng bản thân, do áp suất bơm, chịu áp suất của chất lưu và các ống ngầm còn chịu áp suất ngoài do nước biển, đất đá, các ngoại lực do biến đổi nhiệt độ, các mạch đập áp suất. Áp suất quy ước: là giá trị lớn nhất ở nhiệt độ môi trường 200C, cho phép ống và các phụ kiện làm việc lâu dài, xác định trên cơ sở lựa chọn vật liệu và đặc tính bền của chúng ở nhiệt độ 200C. Khi xác định áp suất ngoài giới hạn (áp suất bóp méo), người ta phân biệt hai trường hợp: ống thành dày và ống thành mỏng căn cứ vào tỷ số De/δ, với De/δ bé thì thuộc vùng dẻo và giới hạn chảy của thép chiếm vai trò quan trọng, với De/δ lớn sẽ thuộc vùng đàn hồi, và lúc đó kích thước hình học giữ vai trò chính.

Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển

Ống dẫn chất lỏng Newton

Công thức (1-46) có độ chính xác cao và tương đương đối vạn năng song việc vận dụng khó khăn vì λcó măt ở hai vế, phải tiến hành tính gần đúng theo phương pháp thử lặp. Ngoài tổn hao ma sát theo chiều dài tuyến ống, ta phải bố trí các van chặn (khóa), van ngược, có các nút cong, các điểm uốn lượn … qua đó, dòng chảy chịu tổn hao thủy lực phụ gọi là tổn thất cục bộ. Khi tính toán tổn hao thủy lực do ma sát có tính đến tổn hao cục bộ ta tính cho chiều dài lý thuyết (llt) bao gồm chiều dài thực (ltt) và chiều dài tương đương (l∋).

Bài toán 2; Xác định đường kính tuyến ống D để có thể vận chuyển được lưu lượng Q, khi biết chiều dài ∆P , ρ,v,∆Z.Bài toán nhằm lựa chọn đường kính ống khi biết công suất trạm bơm, loại chất lưu, chiều dài, cao trình tuyến ống để thỏa mãn lưu lượng vận chuyển Q. Với dòng có cấu trúc dạng bọt có chứa hàm lượng khí thấp, chuyển động chậm, bọt khí và chất lỏng chuyển động cùng một tốc độ nên khi tính toán thường chấp nhận như môi trường lỏng đơn pha. Ta có thể quan sát trực tiếp từ các ống thủy tinh và xử lý các số liệu thực nghiệm xây dựng các đường cong theo hệ tọa độ Frc /Fr0 và β đặc trưng cho sự tương quan giữa các số Froude.

Tuy nhiên, việc xác định hệ sốψ khi chuyển động của hỗn hợp dầu khí theo đường ống thường căn cứ vào sự tương quan giữa gradient áp suất hỗn hợp ∆Ρh và gradient áp suất của chất lỏng một pha ∆Ρl ở cùng một lưu lượng, nghĩa là. - Trong ống nằm ngang, bất luận β thế nào ta cũng có hàm lượng thực ϕ< β do khí chuyển động nhanh hơn lỏng, tuy cũng có một lớp khí rất mỏng trên cùng chuyển động chậm hơn. - Trong các ống dốc ngược, ta luôn có ϕ <β tương tự như ống nằm ngang vì lúc này trọng lực cản trở tốc độ của chất lỏng, góc θ càng tăng thì giá trị ϕ giảm và đạt giá trị cực tiểu ở góc 450 rồi sau đó lại tăng lên.

Sự có mặt của Parafin với hàm lượng cao làm cho dầu thô mất tính linh động ở nhiệt độ thấp, ngay cả khi ở nhiệt độ bình thường (nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Rồng là 28,5÷32,50C), do vậy đã xuất hiện nhiều khó khăn trong quá trình vận chuyển, tàng trữ, bốc rót… gây lắng đọng trong các thiết bị thu gom, khai thác. Hiện nay, để cải thiện tính lưu biến của dầu thô mỏ Rồng và ức chế lắng đọng parafin nhằm mục đích đảm bảo an toàn vận chuyển dầu theo đường ống, XNLD Vietsovpetro phải sử dụng các hóa chất giảm nhiệt độ đông đặc. Trên cơ sở nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu, tác động của hiệu ứng trượt và nguy cơ lắng đọng parafin trong thực tế khai thác vận chuyển theo các đường ống có chiều dài lớn nhất của XNLD Vietsovpetro (bảng 2-5) cho thấy không thể bơm dầu chưa xử lý theo các đường ống RP-1 CTP-2RP-1.

Lắng đọng parafin

Dự đoán sự phân bố nhiệt độ trong hệ thống đường ống vận chuyển dầu khí cũng quan trọng như áp suất. Nhiệt độ hidrat hóa khí, đặc tính của pha hơi – lỏng và hàm lượng nước của khí là các đại lượng nhạy cảm với nhiệt độ. Nhiệt được truyền theo ba cơ chế: Sự dẫn nhiệt, trao đổi nhiệt đối lưu và trao đổi nhiệt bức xạ được thể hiện trên các tuyến ống dẫn dầu – khí được lắp đặt ngầm và trên mặt đất.

Trong thực tế, trong các hệ thống đường ống vận chuyển khí, đường này hạ thấp hơn Tg khoảng 2- 30C đối với trường hợp giảm áp suất thuần túy. Nếu tuyến ống không giữ được nhiệt của dòng sản phẩm có thể tạo sụt áp dòng lớn gây tắc ống, bẹp ống dẫn đến nổ … thiệt hại sẽ rất lớn. Xảy ra khi có sự chuyển động của không khí bên trên hoặc xung quanh bề mặt của ống vận chuyển dầu khí.

Theo các nghiên cứu, nhiệt độ đất trong khoảng cách 5m từ thành ống dẫn ra cao hơn nhiệt độ đất. Nhiệt độ Tg không phải là giá trị cố định mà ở mức độ nào đó phụ thuộc vào nhiệt độ của không khí, 1 hoặc 2 tháng. Trao đổi nhiệt bức xạ trên tuyến ống được mô tả với hiện tượng: ta cảm thấy ấm lên khi đứng dưới mặt trời hoặc bên cạnh một lò sưởi.

Dự đoán nhiệt độ cực đại của dòng chảy trong ống dẫn (T) là kết quả của việc nhận nhiệt ban ngày từ mặt trời do bức xạ và mất nhiệt do đối lưu với không khí.

Cấu tạo hệ thống ổn định nhiệt

Ở một điểm bất kỳ trong vách trụ, tương ứng với bán kính r ta tách hai mặt đẳng nhiệt cách nhau đoạn dr, có độ chênh lệch nhiệt độ dt. Mặt trong và mặt ngoài của vách trụ là các mặt đẳng nhiệt có nhiệt độ t1 ; tn+1. Từ đó ta có thể xác định được hiệu số nhiệt độ của vách trụ nhiều lớp.

Các dạng hệ thống ổn định nhiệt áp dụng ở Việt Nam 3 .3.1 Ống một lớp

Trong hầu hết các trường hợp do dao động nhiệt lớp ở mỗi lớp đòi hỏi hệ thống ổn định nhiệt tổng hợp. Với ống có 2 lớp vật liệu ổn định nhiệt, khi kết hợp các vật liệu bông khoáng và thủy tinh thể còn có thể phục vụ cho yêu cầu bảo vệ, vật liệu bông khoáng sẽ tạo ra một vùng đệm giữa lớp kim loại và lớp thủy tinh thể, và lớp thủy tinh thể sẽ chống được quá trình bốc hơi khi nhiệt độ trong hệ thống xuống thấp hơn môi trường bên ngoài ống tránh hiện tượng sụt áp lớn. Với ống có trên hai lớp ổn định nhiệt cũng tương tự nhu vậy nhưng cần phải xem xét môi trường đặt ống để tránh mối nguy hiểm về cháy nếu chúng hấp thụ vào vật liệu ổn định nhiệt có khả năng thẩm thấu.

Ngoài ra, tùy thuộc vào các điều kiện địa chất, môi trường bên ngoài ống, sản phẩm vận chuyển… mà tăng lớp vật liệu ổn định nhiệt cho tuyến ống. Ống vận chuyển khí hai pha Nam Côn Sơn có 3 lớp ổn định nhiệt (không kể lớp sơn) còn ống vận chuyển khí Rạng Đông Bạch Hổ chỉ có 2 lớp ổng định nhiệt (không kể lớp sơn). TÍNH TOÁN TỔN HAO ÁP SUẤT TRÊN ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU TỪ RP-2 MỎ RỒNG VỀ GIÀN CNTT-2 MỎ BẠCH HỔ 4.1.Sơ đồ tuyến ống.

Như đã trình bày ở chương 2, căn cứ vào nhịp độ khai thác và tính chất dầu của mỏ Rồng thì nhiệm vụ tính toán đối với đường ống là phải đảm bảo khả năng vận chuyển sản lượng dầu khai thác vào năm 2011, khi đó tổng sản lượng dầu khai thác của mỏ Rồng là 2740 tấn/ng.đ. Theo như nhịp độ khai thác, tính đến năm 2011 mỏ Rồng ngừng khai thác giàn RP-1. Do vậy, nếu bơm dầu vào đường ống từ RP-2 về CTP-2 sẽ gây ra rất nhiều khó khăn trong quá trình vận chuyển vì khi đó tính chất dòng chảy của dầu sẽ rất phức tạp.

Áp dụng tính toán tổn hao áp suất trên đường ống vận chuyển dầu từ RP-2.

Áp dụng tính toán tổn hao áp suất trên đường ống vận chuyển dầu từ RP-2 mỏ Rồng về giàn CNTT CTP-2 mỏ Bạch Hổ

Dầu khai thác lên từ các giàn BK8 và BK4 của mỏ Bạch Hổ là hỗn hợp.

Tính toán cho tuyến ống từ RP-2 về đến RP-1 Lưu lượng vận chuyển: Q = 2740 T/ng.đ

- Với chế độ chảy tầng thì tổn hao áp suất lớn hơn rất nhiều so với chảy ma sát bình phương.

Áp dụng tính toán tổn hao áp suất trên đường ống vận chuyển dầu từ RP-2 mỏ Rồng về giàn CNTT CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo hai mô hình Bingham và

- Tổn thất áp suất của dầu phi Newton lớn hơn dầu Newton ở đoạn chuyển tiếp giữa hai chế độ chảy tầng và chảy rối, các bước nhảy do sự thay đổi chế độ chảy. Trong đoạn chảy tầng thì quan hệ giữa hai đại lượng (vận tốc) vận chuyển và tôn hao áp lực là quan hệ tuyến tính, còn ở đoạn chảy rối là quan hệ đường cong đối với cả hai loại dầu trên. - Trước khi vận chuyển cần xử lý dầu để giảm tổn hao áp suất khởi động và các phức tạp khác.