CHƯƠNG 4. TÍNH TOÁN BẢO ĐẢM DÒNG CHẢY TỪ GIÀN X2-WHP VỀ X1-
4.3 Phân tích thủy lực- nhiệt tức thời
4.3.3 Phân tích sự hình thành nút lỏng (Slugging)
Trong quá trình vận hành ổn định, nếu trong đường ống xảy ra hiện tượng hình thành nút lỏng thì lưu lượng chất lỏng ở đầu ra thay đổi rất lớn, ảnh hưởng đến hoạt động của các thiết bị hạ nguồn. Slug Catcher được sử dụng để “bắt lấy” các cục slug, sau đó bơm ra với lưu lượng ổn định. Một yêu cầu quan trọng là phải xác định được các thông số thiết kế của Slug Catcher để bảo đảm nó có thể xử l được cục slug lớn nhất có thể có. Các vấn đề liên quan tới sự hình thành nút lỏng được trình bày tại mục 3.3.
Hiện tại trên giàn X1-CPP đ có Slug Catcher với thể tích bình là 1500 thùng. Tốc độ giải phóng chất lỏng của Slug Catcher (POR-Pump-Out Rate) là 175000 thùng/ngày.
Lưu lượng các mỏ khác về CPP và tốc độ giải phóng chất lỏng hữu dụng được thể hiện tại Bảng 4-8.
Bảng 4-8. Lưu lượng các mỏ khác đến CPP và POR hữu dụng [5]
Năm Dầu
(thùng/ngày)
Nước (thùng/ngày)
Khí (triệu bộ khối khí/ngày)
POR hữu dụng (thùng/ngày)
2014 32.204 45.780 153 97.016
2015 62.841 52.069 148 60.090
2016 54.262 61.140 173 59.598
2017 34.095 62.477 167 78.428
2018 23.330 68.010 164 83.660
2019 20.888 72.526 162 81.585
2020 16.883 79.315 160 78.802
2021 12.532 89.962 170 72.506
2022 10.674 96.556 163 67.789
2023 9.407 108.830 171 56.762
Sản phẩm khai thác vận chuyển trong suốt khoảng cách dài từ X2-WHP đến X1-CPP là nguyên nhân gây ra hiện tượng mất áp lớn. Khi lưu lượng khai thác giảm, dòng chảy bên trong ống có thể không ổn định và gây ra các hiện tượng slug thủy động và slug địa hình làm ảnh hưởng đến bình tách tại CPP.
Trường hợp khai thác được lựa chọn được phân tích bao gồm 2 trường hợp:
HVTH: Thập Minh Thư 76 - Trường hợp khai thác chất lỏng lớn nhất vào năm 2014: có khả năng hình thành nút lỏng
địa hình do pha lỏng tích tụ tại những vùng trũng trên đường ống. Phần chất lỏng này sẽ ngăn cản dòng chảy, làm tăng áp suất ở phần ống phía trước, cho đến khi áp suất tăng đủ lớn nó sẽ đẩy lượng lỏng tích tụ ra khỏi chỗ trũng và hình thành nút lỏng.
- Trường hợp khai thác vào năm 2016, GLR (tỷ số khí lỏng) có dấu hiệu cao lên, vì thế có khả năng sẽ hình thành nút lỏng thủy động (nút lỏng được tạo thành trong đường ống khi pha khí di chuyển với tốc độ nhanh trên pha lỏng di chuyển chậm. Pha khí sẽ tạo thành các cột sóng trên bề mặt chất lỏng, nếu cột sóng này đủ lớn nó sẽ chiếm toàn bộ tiết diện ngang của ống và cản trở dòng chảy của pha khí).
Hai trường hợp khai thác để phân tích nút lỏng được trình bày tại Bảng 4-9.
Bảng 4-9. Các trường hợp khai thác để phân tích sự hình thành nút lỏng
Trường hợp
Khí nâng
Triệu bộ khối khí/ngày
Khí khai thác
Triệu bộ khối khí/ngày
Dầu khai thác
Thùng/ngày
Nước khai thác Thùng/ngày
Ghi chú
1 0 3,92 11,063 1319,13
Sản lượng chất lỏng lớn nhất
2 0 1,6 4512,77 586,5 GLR có dấu hiệu tăng lên
Kết quả mô phỏng được thể hiện tại Hình 4-16 và Hình 4-17.
HVTH: Thập Minh Thư 77 Hình 4-16. Lưu lượng chất lỏng đến CPP trong trường hơp 1
Hình 4-16 cho thấy lưu lượng đến CPP trong trường hợp 1 tương đối ổn định và không hình nút chất lỏng.
Hình 4-17. Lưu lượng chất lỏng đến CPP trong trường hơp 2
Hình 4-17 cho thấy có sự hình thành nút lỏng trong đường ống và đi tới X1-CPP với lưu lượng cao nhất là 62.665 thùng/ngày.
10000 12000 14000 16000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Liquid Flowrate (bbl/day)
Time (hr)
Total Liquid Arival Flowrate Case 1
-20000 -10000 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Liquid Flowrate (bbl/day)
Time (hr)
Total Liquid Arival Flowrate Case 2
HVTH: Thập Minh Thư 78 Khi xuất hiện nút lỏng thì thể tích chất lỏng đến X1-CPP rất lớn, vì thế cần phải có thiết bị để xử lý hiện tượng này. Hiện tại trên X1-CPP đ có Slug Catcher với tốc độ giải phóng hữu dụng vào năm 2016 là 59.598 thùng/ngày. Nếu thể tích chất lỏng đến X1-CPP lớn hơn tốc độ giải phóng chất lỏng thì xảy ra hiện tượng tràn và thể tích tràn được xác định theo công thức sau:
VSurge j+1 = Max (0, VSurge j + (ACCLIQj+1 - ACCLIQj) – QDrain * (tj+1-tj)) Trong đó:
- VSurge j: Thể tích tràn tại X1-CPP tại thời điểm j.
- VSurge1 =0
- ACCLIQj: Thể tích chất lỏng cộng dồn đến X1-CPP tại thời điểm j.
- tj: Thời gian tại thời điểm j.
- QDrain: Lưu lượng giải phóng chất lỏng của Slug Catcher hay công suất xả lớn nhất của đầu vào bình tách.
Thể tích tràn (Surge Volume) lớn nhất ở Slug Catcher với tốc độ giải phóng chất hữu dụng 59.598 thùng/ngày là 4,5 thùng. Hình 4-18 thể hiện thể tích tràn theo thời gian.
Hình 4-18. Thể tích tràn ở Slug Catcher tại X1-CPP
Với thể tích tràn tương đối nhỏ (4,5 thùng) thì Slug Catcher tại X1-CPP có thể xử l được nút lỏng khi đến X1-CPP, vì thế không cần phải thiết kế Slug Catcher mới.
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
0 5 10 15 20
Surge liquid Volume at CPP (Bbl)
Time (Hr)
Liquid Surge Volume at X1-CPP
HVTH: Thập Minh Thư 79
KẾT LUẬN
Trên cơ sở lý thuyết về đảm bảo dòng chảy, các dữ liệu liên quan đến mỏ X cùng với việc xây dựng mô hình mô phỏng tác giả đ tính toán được phương án vận chuyển sản phẩm khai thác từ giàn X2-WHP về X1-CPP ở khu vực mỏ X. Kết quả tính toán được tóm tắt như sau:
1. Phân tích thủy lực
Kết quả phân tích cho thấy ống 10 inch thỏa mãn ràng buộc về áp suất đầu vào tại giàn X2- WHP. Áp suất đầu vào tại WHP dự đoán vào khoảng từ 188-217 psia với đường ống 10 inch.
Với đường ống 10 inch không hình thành nút lỏng đến X1-CPP, đảm bảo tỷ số vận tốc mài mòn và hiệu quả về kinh tế.
2. Phân tích nhiệt
Lớp bọc cách nhiệt U=0,25 Btu/ft2.hr.0F với đường ống 10 inch để đảm bảo lưu chất lớn hơn nhiệt độ hình thành paraffin trong quá trình vận hành bình thường.
Nếu U lớn hơn 0,25 tu/ t2.hr.0F, lớp bọc cách nhiệt không đảm bảo để nhiệt độ lưu chất lớn hơn WAT trong suốt thời gian khai thác mỏ. tuy nhiên, có thể đánh giá thêm về chi phí phóng thoi để loại bỏ paraffin so với chi phí bọc ống nếu muốn chọn giá trị U lớn hơn 0,25 Btu/ft2.hr.0F.
3. Phân tích thời gian dừng khai thác
Thời gian nhiệt độ của dầu giảm xuống dưới điểm chảy sau quá trình dừng khai thác là 34 giờ. Vì thế việc sửa chữa khắc phục sự cố phải hoàn thành trong vòng 34 giờ tính từ sau thời điểm dừng khai thác, nếu sau thời gian này mà vẫn chưa xong phải mở van nước để tống dầu bị gel hóa trước khi nó đông cứng.
4. Áp suất phá gel sau thời gian dừng khai thác
hư kết luận ở trên thì sau 34 giờ thì nhiệt độ của dầu bắt đầu giảm xuống điểm chảy làm cho dầu đông cứng, điều này làm ảnh hưởng đến quá trình vận hành. Vì thế, để tránh trường hợp này xảy ra cần một áp suất để tống dầu bị gel hóa trước khi bị đông cứng. Áp suất lớn nhất để tống dầu bị gel hóa vào khoảng 5595 Kpa.
HVTH: Thập Minh Thư 80 Có thể giảm áp suất phá gel nếu trong quá trình dừng khai thác như sử dụng chất chống đông PPD để làm giảm gel strength hoặc thiết kế ống có mấu nhọn để làm giảm chiều dài gel trong quá trình dừng khai thác.
5. Phân tích hình thành nút lỏng
Có sự hình thành nút lỏng trong đường ống và đi đến X1-CPP. Thể tích tràn lớn nhất dự đoán tại X1-CPP là 4,5 thùng với POR hữu dụng là 59.598 thùng/ngày.
Slug Catcher hiện tại trên X1-CPP có thể xử lý nút lỏng này, vì thế không cần phải thiết kế Slug Catcher mới.
Hướng phát triển của đề tài: Luận văn được xây dựng trên cơ sở dữ liệu mỏ X để xây dựng phương án vận chuyển sản khai thác an toàn từ giàn X2-WHP về giàn công nghệ trung tâm X1- CPP; hướng phát triển của luận văn là khảo sát sâu hơn các yếu tố ảnh hưởng đến nút lỏng trên toàn bộ đường ống, nghiên cứu sâu hơn các tác động thức thời lên hệ thống trong quá trình vận hành.
goài ra, hướng phát triển của luận văn là xây dựng phương án vận chuyển hiệu quả cho các mỏ nhỏ/cận biên ở bể Cửu Long trong tương lai khi kết nối các mỏ hiện hữu, việc nghiên cứu phương án vận chuyển hợp lý sẽ đóng vai trò quan trọng trong công nghiệp khai thác dầu khí do khả năng đảm bảo tiến độ, đảm bảo an toàn, hiệu quả vận hành và giảm thiểu chi phí.
HVTH: Thập Minh Thư 81
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] 14E, API. (1991). Recommended Practice for Design and Installation of OffshoreProduction Platform Piping Systems.
[2] Boyun Guo, S. S. (2005). Offshore Pipeline. Elservier.
[3] Bratland, D. O. (2009). Pipe Flow 1: Single-phase Flow Assurance.
[4] Bratland, D. O. (2010). Pipe Flow 2: Multi-phase Flow Assurance.
[5] Các tài liệu về phát triển và khai thác mỏ X.
[7] Calsep. (2004). Use of PVTSIM in Flow Assurance Studies.
[8] Canahan, N. F. (2007). Wax Properties and Behavoir in Offshore Production and Tranportation System. Texas USA.
[9] Chevron. (1994). Multiphase Pipeline & Slug Catcher Design Guide - Part 1.
[10] Genesis. (2013). Pipeline Coating Study.
[11] Group, S. Flow Assurance with OLGA 7: Guided Tour and Exercises.
[12] Group, W. P. Flow Assurance and Operability.
[13] Hảo, L. P. (1991). Phương Pháp Phân Tích Hệ Thống Ứng Dụng Trong Kỹ Thuật Dầu Khí.
X Đại Học Quốc Gia TPHCM.
[14] Helgesen, A. H. (2010). Anti-slug control of two-phase flow in risers with: Controllability analysis using alternative measurements.
[15] Ivor R. Elull, G. S. (2004). The Modelling of Multiphase System under Steady State and Transient Condition. Califonia: PSIG.
[16] Kjen H. Bendlk.en, D. M. (1991). The Dynamic Two-Fluid Model OLGA: Theory and Application. SPE 19451.
[17] L. E. Gomez, O. S. (1999). A Unified Mechanistic Model for Steady-State Two-Phase Flow in Wellbores and Pipelines. SPE 56520.
[18] Malcolm R. Davidson, Q. D. (2004). A model for restart of a pipeline with compressible gelled waxy crude oil.
[19] Preedy, D. J. Deepwater Oil & Gas And Subsea Production Facilites Installation &
Operations.
HVTH: Thập Minh Thư 82 [20] PVEP. (2012). Basic Flow Assurance Training Course. Inhouse Training.
[21] PVID. (2012). Insulation coating technology (PU Foam) for pipe line coating projects in Oil & Gas industrial.
[22] Schlumberger. (2010). Flow Assurance Training.
[23] Six, J. M. (2010). Optimization of well Start – up. University of Leoben.
[24] (2013). Field X Basic Of Design.
HVTH: Thập Minh Thư 83
PHỤ LỤC
Phụ lục 1: Thành phần cấu tử của chất lưu ở mỏ khu vực Tây Nam mỏ X
Tên cấu tử % Mole Wt% Tỷ trọng chất lỏng
mg/cc
Trọng lượng phân tử, g/mole
Hydrogen Sulfide 0 0 0,8006 34,08
Carbon dioxide 0,101 0,028 0,8172 44,01
Nitrogen 0,318 0,057 0,8086 28,013
Methane 26,909 2,751 0,2997 16,043
Ethane 7,199 1,38 0,3562 30,07
Propane 7,313 2,055 0,507 44,097
Iso-Butane 1,742 0,645 0,5629 58,123
N-Butane 3,863 1,431 0,584 58,123
Iso-Pentane 1,301 0,598 0,6241 72,15
N-Pentane 2,085 0,959 0,6305 72,15
Hexanes 2,828 1,514 0,685 84
Heptanes 3,821 2,338 0,7222 96
Octanes 4,55 3,103 0,745 107
Nonanes 3,471 2,677 0,764 121
Decanes 2,819 2,407 0,778 134
Undecanes 2,191 2,053 0,789 147
Dodecanes 1,82 1,868 0,8 161
Tridecanes 1.742 1,942 0,811 175
Tetradecanes 1,518 1,839 0,822 190
Pentadecanes 1,803 2,367 0,832 206
Hexadecanes 1,317 1,864 0,839 222
Heptadecanes 1,125 1,699 0,847 237
Octadecanes 1,158 1,852 0,852 251
Nonadecanes 1,061 1,779 0,857 263
Eicosanes Plus 17,948 60,795 0,8922 531
Tổng 100 100
HVTH: Thập Minh Thư 84 Phụ lục 2: Thành phần khí Gas Lift
Tên cấu tử % Mole
Carbon dioxide 0,1789
Nitrogen 0,7523
Methane 76,8004
Ethane 11,8833
Propane 6,7788
Iso-Butane 1,3402
N-Butane 1,5266
Neo-Pentane 0,0106
i-Pentane 0,3172
N- Pentane 0,2478
Hexanes 0,1007
Heptanes 0,433
Octanes 0,0162
Nonanes 0,0037
Tổng 100
HVTH: Thập Minh Thư 85 Phụ lục 3: Dự báo sản lượng khai thác ở khu vực Tây Nam mỏ X
Thời gian
Khí bơm ép Khí khai thác
Dầu khai thác Nước khai thác
GOR Tổng chất lỏng Triệu bộ
khối khí/ngày
Triệu bộ khối khí/ngày
Thùng/ngày Thùng/ngày
Bộ khối
khí/thùng Thùng/ngày
10/2014
0 3,334 9418 82 354 9500
11/2014
0 3,267 9228 272 354 9500
12/2014
0 3,191 9015 485 354 9500
01/2015
0 3,134 8853 647 354 9500
02/2015
0 3,075 8685 815 354 9500
03/2015
0 3,046 8603 897 354 9500
04/2015
0 3,023 8540 960 354 9500
05/2015
0 2,938 8299 974 354 9273
06/2015
0 2,812 7944 933 354 8877
07/2015
0 2,714 7668 912 354 8579
08/2015
0 2,642 7464 900 354 8364
09/2015
0 2,576 7277 892 354 8169
10/2015
0 3,916 11063 1319 354 12383
11/2015
0 3,562 10063 1378 354 11441
12/2015
0 3,337 9425 1367 354 10792
01/2016
0 2,699 7625 1119 354 8745
02/2016
0 1,702 4808 616 354 5425
03/2016
0 1,701 4806 572 354 5379
04/2016
0 1,697 4795 554 354 5349
05/2016
0 1,691 4777 546 354 5323
06/2016
0 1,685 4759 542 354 5301
07/2016
0 1,679 4743 541 354 5285
08/2016
0 1,672 4722 542 354 5264
09/2016
0 1,658 4684 547 354 5232
10/2016
0 1,642 4638 557 354 5196
11/2016
0 1,618 4571 573 354 5144
12/2016
0 1,598 4513 587 354 5099
01/2017
3,426 1,578 4458 601 354 5059
02/2017
3,426 1,556 4397 624 354 5020
03/2017
3,426 1,531 4325 653 354 4978
HVTH: Thập Minh Thư 86 04/2017
3,426 1,501 4241 686 354 4926
05/2017
3,426 1,473 4162 719 354 4880
06/2017
3,426 1,445 4082 758 354 4840
07/2017
3,426 1,427 4031 783 354 4814
08/2017
3,426 1,403 3962 821 354 4783
09/2017
3,426 1,384 3911 855 354 4765
10/2017
3,426 1,363 3851 899 354 4750
11/2017
3,426 1,345 3799 944 354 4743
12/2017
3,426 1,330 3756 982 354 4738
01/2018
3,627 1,314 3712 1019 354 4731
02/2018
3,627 1,301 3676 1051 354 4727
03/2018
3,627 1,293 3652 1078 354 4730
04/2018
3,627 1,281 3619 1125 354 4744
05/2018
3,627 1,268 3582 1178 354 4759
06/2018
3,627 1,259 3557 1209 354 4766
07/2018
3,627 1,249 3527 1246 354 4773
08/2018
3,627 1,238 3497 1282 354 4780
09/2018
3,627 1,226 3464 1321 354 4785
10/2018
3,627 1,214 3428 1358 354 4787
11/2018
3,627 1,205 3404 1383 354 4788
12/2018
3,627 1,195 3376 1414 354 4790
01/2019
3,560 1,184 3345 1446 354 4791
02/2019
3,560 1,174 3316 1473 354 4789
03/2019
3,560 1,162 3281 1500 354 4781
04/2019
3,560 1,126 3182 1545 354 4727
05/2019
3,560 1,088 3072 1593 354 4665
06/2019
3,560 1,055 2979 1636 354 4615
07/2019
3,560 1,022 2888 1675 354 4563
08/2019
3,560 0,988 2791 1716 354 4507
09/2019
3,560 0,946 2673 1766 354 4439
10/2019
3,560 0,910 2569 1809 354 4379
11/2019
3,560 0,877 2476 1849 354 4325
12/2019
3,560 0,843 2382 1888 354 4270
01/2020
3,320 0,816 2305 1920 354 4226
02/2020
3,320 0,779 2199 1964 354 4164
03/2020
3,320 0,758 2141 1988 354 4130
HVTH: Thập Minh Thư 87 04/2020
3,320 0,738 2085 2013 354 4098
05/2020
3,320 0,719 2032 2037 354 4068
06/2020
3,320 0,694 1960 2068 354 4028
07/2020
3,320 0,671 1895 2096 354 3991
08/2020
3,320 0,648 1829 2126 354 3955
09/2020
3,320 0,623 1761 2159 354 3919
10/2020
3,320 0,602 1701 2187 354 3888
11/2020
3,320 0,582 1645 2213 354 3858
12/2020
3,320 0,560 1583 2243 354 3825
01/2021
3,249 0,541 1528 2270 354 3798
02/2021
3,249 0,525 1483 2293 354 3776
03/2021
3,249 0,508 1434 2320 354 3754
04/2021
3,249 0,493 1393 2346 354 3739
05/2021
3,249 0,480 1355 2372 354 3727
06/2021
3,249 0,465 1315 2399 354 3714
07/2021
3,249 0,452 1277 2424 354 3701
08/2021
3,249 0,440 1244 2445 354 3689
09/2021
3,249 0,428 1209 2467 354 3676
10/2021
3,249 0,418 1181 2489 354 3671
11/2021
3,249 0,410 1159 2509 354 3668
12/2021
3,249 0,401 1133 2532 354 3665
01/2022
3,305 0,392 1107 2555 354 3662
02/2022
3,305 0,385 1086 2574 354 3660
03/2022
3,305 0,376 1063 2594 354 3658
04/2022
3,305 0,368 1040 2615 354 3655
05/2022
3,305 0,361 1020 2632 354 3652
06/2022
3,305 0,353 997 2651 354 3648
07/2022
3,305 0,345 973 2670 354 3644
08/2022
3,305 0,337 952 2688 354 3640
09/2022
3,305 0,329 930 2704 354 3634
10/2022
3,305 0,322 911 2719 354 3629
11/2022
3,305 0,316 894 2731 354 3625
12/2022
3,305 0,310 876 2744 354 3620
01/2023
3,316 0,304 858 2757 354 3615
02/2023
3,316 0,299 844 2767 354 3611
03/2023
3,316 0,293 827 2779 354 3606
HVTH: Thập Minh Thư 88 04/2023
3,316 0,287 811 2790 354 3601
05/2023
3,316 0,282 798 2799 354 3597
06/2023
3,316 0,277 783 2809 354 3593
07/2023
3,316 0,273 770 2818 354 3588
08/2023
3,316 0,267 754 2829 354 3583
09/2023
3,316 0,263 744 2835 354 3579
10/2023
3,316 0,259 732 2843 354 3575
11/2023
3,316 0,255 721 2849 354 3571
12/2023
3,316 0,252 711 2856 354 3567
HVTH: Thập Minh Thư 89 Phụ lục 4: Áp suất ngược tại X2-WHP với đường ống 8, 10, 12 inch
Trường hợp 1 Trường hợp 2
Chiều dài ống m
Áp suất ngược tại X2-WHP (psia)
8 inch 10 inch 12 inch 8 inch 10 inch 12 inch
10 292 217 198 246 188 181
30 291 217 198 246 188 181
45 293 218 199 246 189 181
55 296 219 199 247 189 181
72 301 220 200 247 190 182
95 309 223 200 248 190 182
147 311 222 198 245 188 181
227 310 222 198 245 188 181
344 309 221 198 244 188 181
499 307 220 198 243 188 181
654 305 220 197 241 188 181
809 303 219 197 240 187 180
964 300 218 197 239 187 180
1119 298 218 197 238 187 180
1274 296 217 197 236 186 180
1429 294 216 196 235 186 180
1584 292 215 196 234 186 180
1739 290 215 196 232 186 180
1894 288 214 196 231 185 180
2049 286 213 196 230 185 180
2204 284 213 195 228 185 180
2359 281 212 195 227 184 180
2514 279 211 195 226 184 179
2669 277 210 195 224 184 179
2824 275 210 195 223 184 179
2979 272 209 194 222 183 179
3134 270 208 194 220 183 179
3289 268 208 194 219 183 179
3444 266 207 194 217 182 179
3599 263 206 193 216 182 179
3754 261 205 193 215 182 179
3909 259 205 193 213 182 179
4064 256 204 193 212 181 179
4219 254 203 193 210 181 179
HVTH: Thập Minh Thư 90
4374 251 202 192 209 181 178
4529 249 202 192 207 181 178
4684 246 201 192 206 180 178
4839 243 200 192 204 180 178
4994 241 199 191 203 180 178
5149 238 199 191 201 179 178
5304 235 198 191 200 179 178
5459 232 197 191 198 179 178
5614 229 196 191 196 179 178
5769 226 196 190 195 178 178
5924 224 195 190 193 178 178
6079 221 194 190 192 178 178
6234 217 193 190 190 178 177
6389 214 192 190 188 177 177
6544 211 192 189 187 177 177
6699 208 191 189 185 177 177
6854 205 190 189 183 176 177
7009 201 189 189 181 176 177
7164 198 188 188 180 176 177
7319 194 188 188 178 176 177
7474 191 187 188 176 175 177
7579 188 186 188 175 175 177
7620 184 182 183 173 173 174
7647 175 174 175 169 169 170
7665 170 169 169 167 166 167
7675 167 166 166 165 165 165
7690 165 165 165 165 165 165
7710 165 165 164 165 164 164
HVTH: Thập Minh Thư 91 Phụ lục 5: Nhiệt độ đến CPP với đường ống 8, 10, 12 inch
Trường hợp 1 Trường hợp 2
Chiều dài ống m
Nhiệt độ đến CPP (0C)
8 10 12 8 10 12
10 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0
30 80.0 80.0 80.0 79.9 80.0 80.0
45 80.0 80.0 80.0 79.9 80.0 80.0
55 80.1 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0
72 80.2 80.1 80.1 80.0 80.0 80.0
95 80.3 80.2 80.1 80.1 80.1 80.0
147 80.3 80.2 80.0 79.9 79.9 79.9
227 80.3 80.1 80.0 79.8 79.8 79.7
344 80.1 79.9 79.8 79.5 79.5 79.4
499 80.0 79.8 79.6 79.3 79.2 79.0
654 79.8 79.6 79.4 79.0 78.9 78.7
809 79.7 79.5 79.3 78.8 78.6 78.4
964 79.6 79.3 79.1 78.5 78.3 78.1
1119 79.4 79.1 78.9 78.3 78.0 77.7
1274 79.3 79.0 78.7 78.0 77.8 77.4
1429 79.1 78.8 78.6 77.8 77.5 77.1
1584 79.0 78.7 78.4 77.5 77.2 76.8
1739 78.9 78.5 78.2 77.2 76.9 76.5
1894 78.7 78.4 78.1 77.0 76.6 76.2
2049 78.6 78.2 77.9 76.7 76.4 75.8
2204 78.4 78.0 77.7 76.5 76.1 75.5
2359 78.3 77.9 77.6 76.2 75.8 75.2
2514 78.2 77.7 77.4 76.0 75.5 74.9
2669 78.0 77.6 77.2 75.7 75.3 74.6
2824 77.9 77.4 77.0 75.5 75.0 74.3
2979 77.7 77.3 76.9 75.2 74.7 74.0
3134 77.6 77.1 76.7 74.9 74.5 73.7
3289 77.5 77.0 76.5 74.7 74.2 73.4
3444 77.3 76.8 76.4 74.4 73.9 73.1
3599 77.2 76.7 76.2 74.2 73.7 72.8
3754 77.0 76.5 76.0 74.0 73.4 72.5
3909 76.9 76.4 75.9 73.7 73.1 72.2
4064 76.7 76.2 75.7 73.5 72.9 71.9
HVTH: Thập Minh Thư 92
4219 76.6 76.1 75.6 73.2 72.6 71.6
4374 76.4 75.9 75.4 73.0 72.4 71.3
4529 76.3 75.8 75.2 72.7 72.1 71.0
4684 76.1 75.6 75.1 72.5 71.9 70.8
4839 76.0 75.5 74.9 72.2 71.6 70.5
4994 75.9 75.3 74.7 72.0 71.3 70.2
5149 75.7 75.2 74.6 71.8 71.1 69.9
5304 75.6 75.0 74.4 71.5 70.8 69.6
5459 75.4 74.9 74.3 71.3 70.6 69.3
5614 75.3 74.7 74.1 71.0 70.3 69.1
5769 75.1 74.6 73.9 70.8 70.1 68.8
5924 74.9 74.4 73.8 70.5 69.8 68.5
6079 74.8 74.3 73.6 70.3 69.6 68.2
6234 74.6 74.1 73.5 70.0 69.4 68.0
6389 74.5 74.0 73.3 69.8 69.1 67.7
6544 74.3 73.8 73.1 69.5 68.9 67.4
6699 74.1 73.7 73.0 69.3 68.6 67.1
6854 74.0 73.5 72.8 69.1 68.4 66.9
7009 73.8 73.4 72.7 68.8 68.2 66.6
7164 73.7 73.2 72.5 68.6 67.9 66.4
7319 73.5 73.1 72.4 68.3 67.7 66.1
7474 73.3 73.0 72.2 68.1 67.4 65.8
7579 73.2 72.9 72.2 68.0 67.4 65.7
7620 73.0 72.7 72.0 67.8 67.2 65.6
7647 72.7 72.4 71.7 67.6 66.9 65.3
7665 72.6 72.2 71.5 67.4 66.8 65.1
7675 72.4 72.1 71.4 67.3 66.7 65.0
7690 72.4 72.1 71.3 67.3 66.6 64.9
7710 72.4 72.1 71.3 67.3 66.6 64.9
HVTH: Thập Minh Thư 93 Phụ lục 6: Tỷ số ăn mòn vận tốc với đường 8, 10, 12 inch
Trường hợp 1 Trường hợp 2
Chiều dài ống m
Tỷ số ăn mòn vận tốc (-)
8 10 12 8 10 12
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
20.00 0.39 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
40.00 0.39 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
50.00 0.39 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
60.00 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
83.48 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
106.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
186.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
266.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
421.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
576.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
731.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
886.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
1041.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
1196.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
1351.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.17
1506.97 0.38 0.28 0.21 0.32 0.23 0.16
1661.97 0.39 0.28 0.21 0.32 0.23 0.16
1816.97 0.39 0.28 0.21 0.32 0.23 0.16
1971.97 0.39 0.28 0.21 0.32 0.23 0.16
2126.97 0.39 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
2281.97 0.39 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
2436.97 0.39 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
2591.97 0.39 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
2746.97 0.39 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
2901.97 0.40 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3056.97 0.40 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3211.97 0.40 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3366.97 0.40 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3521.97 0.40 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3676.97 0.40 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3831.97 0.41 0.28 0.21 0.33 0.23 0.16
3986.97 0.41 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
4141.97 0.41 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
HVTH: Thập Minh Thư 94
4296.97 0.41 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
4451.97 0.41 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
4606.97 0.41 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
4761.97 0.42 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
4916.97 0.42 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
5071.97 0.42 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
5226.97 0.42 0.29 0.21 0.34 0.23 0.16
5381.97 0.43 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
5536.97 0.43 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
5691.97 0.43 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
5846.97 0.43 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
6001.97 0.44 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
6156.97 0.44 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
6311.97 0.44 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
6466.97 0.44 0.29 0.21 0.35 0.23 0.16
6621.97 0.45 0.29 0.21 0.36 0.23 0.16
6776.97 0.45 0.29 0.21 0.36 0.23 0.16
6931.97 0.45 0.29 0.21 0.36 0.23 0.16
7086.97 0.46 0.29 0.21 0.36 0.23 0.16
7241.97 0.46 0.29 0.21 0.36 0.23 0.16
7396.97 0.47 0.30 0.21 0.36 0.23 0.16
7551.97 0.47 0.30 0.21 0.37 0.23 0.16
7606.97 0.47 0.30 0.21 0.37 0.23 0.16
7633.47 0.48 0.30 0.21 0.37 0.23 0.16
7659.97 0.49 0.31 0.22 0.37 0.23 0.16
7669.97 0.50 0.31 0.22 0.38 0.23 0.17
7679.97 0.50 0.31 0.22 0.38 0.23 0.17
7699.97 0.51 0.32 0.22 0.38 0.23 0.17
7719.97 0.51 0.32 0.22 0.38 0.23 0.17
HVTH: Thập Minh Thư 95 Phụ lục 7: Nhiệt độ đến X1-CPP với các giá trị U=0,25; 0,5; 0,75 Btu/ft2.hr.oF
Chiều dài ống m
Nhiệt độ đến CPP (0C)
U= 0,25Btu/ft2.hr.oF U= 0,50 Btu/ft2.hr.oF U= 0,75Btu/ft2.hr.oF
10.00 79.93 79.89 79.85
30.00 79.88 79.79 79.72
45.00 79.88 79.78 79.68
55.00 79.90 79.77 79.66
71.74 79.89 79.71 79.56
95.23 79.93 79.69 79.48
146.97 79.73 79.29 78.88
226.97 79.52 78.87 78.27
344.47 79.11 78.07 77.09
499.47 78.70 77.27 75.93
654.47 78.29 76.48 74.78
809.47 77.88 75.70 73.66
964.47 77.48 74.93 72.56
1119.47 77.07 74.16 71.47
1274.47 76.67 73.40 70.40
1429.47 76.27 72.66 69.35
1584.47 75.88 71.92 68.31
1739.47 75.49 71.18 67.30
1894.47 75.09 70.46 66.30
2049.47 74.70 69.75 65.32
2204.47 74.31 69.04 64.36
2359.47 73.93 68.34 63.42
2514.47 73.54 67.66 62.49
2669.47 73.16 66.98 61.58
2824.47 72.79 66.30 60.69
2979.47 72.41 65.64 59.82
3134.47 72.03 64.98 58.96
3289.47 71.66 64.33 58.11
3444.47 71.29 63.69 57.29
3599.47 70.92 63.06 56.48
3754.47 70.55 62.43 55.68
3909.47 70.19 61.82 54.90
4064.47 69.83 61.20 54.14
4219.47 69.47 60.60 53.39
4374.47 69.11 60.01 52.65
4529.47 68.75 59.42 51.93
4684.47 68.40 58.84 51.23
4839.47 68.05 58.27 50.54
HVTH: Thập Minh Thư 96
4994.47 67.70 57.71 49.86
5149.47 67.36 57.15 49.19
5304.47 67.01 56.60 48.54
5459.47 66.67 56.06 47.91
5614.47 66.33 55.52 47.28
5769.47 65.99 55.00 46.67
5924.47 65.65 54.47 46.08
6079.47 65.32 53.96 45.49
6234.47 64.98 53.45 44.92
6389.47 64.65 52.95 44.35
6544.47 64.33 52.46 43.80
6699.47 64.00 51.97 43.27
6854.47 63.67 51.49 42.74
7009.47 63.35 51.02 42.22
7164.47 63.03 50.55 41.72
7319.47 62.71 50.09 41.22
7474.47 62.40 49.63 40.74
7579.47 62.29 49.47 40.57
7620.22 62.07 49.25 40.35
7646.72 61.70 48.87 39.97
7664.97 61.47 48.65 39.75
7674.97 61.34 48.51 39.62
7689.97 61.25 48.41 39.52
7709.97 61.21 48.36 39.46
HVTH: Thập Minh Thư 97 Phụ lục 8: Tính toán lớp bọc cách nhiệt cho đường ống 10 inch với U=0.25 Btu/ft2.hr.oF
Vật liệu Hệ số dẫn nhiệt (W/m.K) Bề dày (mm)
Thép K0 54 tw 12.7
FBE K1 0.38 t1 0.35
FPU K2 0.037 t2 31
HDPE K3 0.2 t3 5
Đường kính ống D= 0.2731 m
ề dày tw= 0.0127 m
Bán kính trong ri= 0.1239 m Bán kính ngoài ro= 0.1366 m án kính đến lớp
bọc thứ 1 r1= 0.1369 m
án kính đến lớp
bọc thứ 2 r2= 0.1679 m
án kính đến lớp
bọc thứ 3 r3= 0.1729 m
R0= ln(ro/ri)/(2*3.14*K0) 0.000287862 R1= ln(r1/ri)/(2*3.14*K1) 0.001072697
R2= ln(r2/r1)/(2*3.14*K2) 0.87845512
R3= ln(r3/r2)/(2*3.14*K3) 0.023363717
H 1/(R0+R1+R2+R3) 1.107199748 W/m.K
Pipe line ID 0.2477 m
U H/(3.14*ID) 1.423542 W/m2.K 0.25 Btu/ft2.hr.oF
Kết quả lớp bọc cách nhiệt Lớp bọc cách nhiệt Chiều dày tính toán
(mm)
Chiều dày đề nghị (mm) Lớp 1: Fusion Bonded Epoxi
(FBE)
0.35 0.35
Lớp 2: Polyurethane Foam (PUF)
31 30
Lớp 3: High Density Polyethylene (HDPE)
5 5
Tổng lớp bọc cách nhiệt 36.5 35.5
ln (ro/ri) 0.0976
ln (r1/ri) 0.0026
ln (r2/r1) 0.2041
ln (r3/r2) 0.0293
HVTH: Thập Minh Thư 98 Phụ lục 9: Tổng hàm lượng chất lỏng trong đường ống
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
0 100 200 300 400 500 600
LIQC (BBl)
Time (Minute) Total Liquid Content in Pipeline - Case 1
8 inch 10 inch 12 inch
0 200 400 600 800 1000 1200
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
LIQC (BBL)
Time (hr)
Total Liquid Content in Pipeline - Case 2 8 inch 10 inch 12 inch