Nghiên cứu giải pháp thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ở khu vực mỏ nam rồng - Đồi mồi

MỤC LỤC Trang Lời nói đầu …………………………………………………..... . . ..... 1 CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ BẰNG ĐƯỜNG ỐNG ……………................ 3 1.1 Tình hình khai thác dầu khí hiện nay ở Việt Nam…………… ......... 3 1.2 Sự phát triển đường ống dẫn dầu và khí ở Việt Nam……….............. 3 1.3 Tình hình khai thác tại mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi ………….............. 5 1.4 Sơ đồ thu gom dầu khí ………………………………………............ 8 1.4.1 Yêu cầu, nhiệm vụ của hệ thống ………………………….............. 8 1.4.2 Sơ đồ thu gom hở………………………………………….............. 8 1.4.3 Sơ đồ thu gom kín…………………………………………............. 9 1.4.4 Sơ đồ thu gom trên biển…………………………………… .......... 10 CHƯƠNG 2: TÍNH TOÁN THỦY LỰC ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ …………………………...….… 12 2.1 Các cấu trúc của hỗn hợp khí lỏng……………………………........ 12 2.1.1 Cấu trúc bọt…………………………………………………....... 14 2.1.2 Cấu trúc phân lớp…………………………………………........... 14 2.1.3 Cấu trúc dạng sóng…………………………………………......... 14 2.1.4 Cấu trúc dạng nút……………………………………………....... 14 2.1.5 Cấu trúc nút phân tán……………………………………….......... 14 2.1.6 Cấu trúc màng phân tán………………………………………...... 16 2.1.7 Cấu trúc nhũ tương……………………………………………..... 16 2.2 Tính toán thủy lực ống dẫn hỗn hợp dầu khí……………………..... 18 2.2.1 Ranh giới cấu trúc……………………………………………....... 18 2.2.2 Cấu trúc nút và vành khăn……………………………………....... 20 2.2.3 Cấu trúc phân lớp ……………………………………………...... 22 2.2.4 Xác định hàm lượng khí thực………………………………….... 23 CHƯƠNG 3: GIẢI PHÁP THU GOM VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ KHU VỰC MỎ NAM RỒNG – ĐỒI MỒI 25 3.1. Giải pháp thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí khu vực Đông nam mỏ Rồng ……………………………………………….... 25 3.2. Giải pháp hợp lý để thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi …………............................................. 27 3.2.1. Tính cấp thiết trong việc thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi ………………………………………........ 27 3.2.2. Các phương án thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực Nam Rồng - Đồi Mồi ............................................................................................ 28 3.2.2.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành ........................... 29 3.2.2.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành .............................. 30 3.2.3. Tính toán nhiệt thủy lực cho các phương án vận chuyển........... 31 3.2.3.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành ........................... 31 3.2.3.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành .............................. 32 3.2.4 Kết luận và kiến nghị cho phần thu gom và vận chuyển sản phẩm 37 CHƯƠNG 4: CÁC SỰ CỐ THƯỜNG GẶP TRONG QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ VÀ BIỆN PHÁP KHẮC PHỤC 39 4.1 Lắng đọng parafin....................................................................... 40 4.2 Lắng đọng muối......................................................................... 44 4.3. Sự hình thành các nút trong ống dẫn khí.................................. 45 4.4. Han rỉ, ăn mòn đường ống........................................................ 46 CHƯƠNG 5: BẢO VỆ VÀ CHỐNG ĂN MÒN CHO HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG 5.1. Phân loại ăn mòn ................................................................... 48 5.1.1 Theo vị trí của quá trình ăn mòn ......................................... 48 5.1.2 Theo hình thái ...................................................................... 49 5.2. Các phương pháp bảo vệ chống ăn mòn ............................... 55 5.2.1 Vật liệu chống ăn mòn ......................................................... 55 5.2.2 Lớp phủ chống ăn mòn ........................................................ 57 5.2.3 Sử dụng chất ức chế ............................................................. 61 5.2.4 Phương pháp bảo vệ Cathod ............................................... 63 KẾT LUẬN ................................................................................. 66 TÀI LIỆU THAM KHẢO MỘT SỐ KÝ HIỆU DÙNG TRONG ĐỒ ÁN De: đường kính ngoài ống, cm; σ: ứng suất theo chu vi ống, kG/cm2; Pi: áp suất trong, kG/cm2; δ: chiều dày định mức ống, cm; Frc: Hệ số Froude; β: hàm lượng khí; Re: Hằng số Reynold; S: tiết diện ống, cm2; Va: lưu lượng không khí, m3/s; Q: lưu lượng lưu chất, m3/s; ρ: khối lượng riêng, kg/m3; g: gia tốc trọng trường, m/s2; E0: Hệ số giãn nở thể tích của dầu khí khi giảm áp suất trong đường ống; R1: yếu tố khí thực tế; R2: yếu tố khí hòa tan; W: hàm lượng nước, phần đơn vị;
, P0 : Áp suất trung bình trong ống và áp suất khí quyển;
, To: nhiệt độ trung bình và nhiệt độ điều kiện thường; Z: hệ số nén của khí; λ: hệ số kháng thủy lực;
: Độ nhám tương đương, e/D; We: tiêu chuẩn Weber;
: sức căng bề mặt hệ thống lỏng- khí, N/m;
: mật độ của hỗn hợp theo hàm lượng thể tích và hàm lượng khí; λh: sức cản thủy lực của hỗn hợp; Kc: hệ số ảnh hưởng môi trường bão hòa khí tới chuyển động tương đối; Ky: hệ số kể đến sự ổn định các bọt khí trong chất lỏng;
: hệ số hòa tan của khí trong dầu, m3/m3Pa;
: độ nhớt của khí và dầu bão hòa khí;
: mật độ của khí và dầu bão hòa khí; υ: độ nhớt động học, cP; Dt: đường kính thủy lực; φ: hàm lượng khí thực; Các chỉ số: g: Khí; l: Chất lỏng; a: Không khí; o: Tính với điều kiện khí quyển; h: Tính cho hỗn hợp; s: Tính cho dầu bão hòa khí; DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN STT  Ký hiệu hình vẽ  Tên hình vẽ  Trang   1  Hình 1.1  Sơ đồ vị trí mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi  7   2  Hình 1.2  Sơ đồ thu gom hở và kín  9   3  Hình 2.1  Phân loại cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu- khí  15   4  Hình 2.2  Sơ đồ một nút lỏng – khí trên tuyến ống nằm ngang  16   5  Hình 3.1  Thông số làm việc của đường ống RP-3 => RP-1 trong năm 2003  26   6  Hình 3.2  Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RС-DМ ->RP-4-> RP-1  29   7  Hình 3.3  Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RС-DМ ->RP-4-> RP-3  30   8  Hình 3.4  Sơ đồ vận chuyển sản phẩm sau khi đưa RP-4 vào vận hành  31   9  Hình 5.1  Sơ đồ nguyên tắc bảo vệ ống bằng Cathod  63   DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN STT  Ký hiệu bảng  Tên bảng  Trang   1  Bảng 3.1  Các thông số vận chuyển theo đường ống RC-DM-> RP-1  33   2  Bảng 3.2  Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm RC-DM về RP-1 (cho đến khi đưa RP-4 vào làm việc)  34   3  Bảng 3.3  Kết quả tính toán nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm từ RC-DM đi qua RP-4 về RP-3 (giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào làm việc)  35   4  Bảng 3.4  Kết quả tính toán nhiệt thủy lực khi vận chuyển sản phẩm đã tách khí từ RP-4 về RP-3, RP-2 và UBN-3  36   5  Bảng 5.1  Giới hạn nhiệt độ sử dụng của các loại vật liệu  58   6  Bảng 5.2  Bề dày tối thiểu của lớp PE  59   LỜI NÓI ĐẦU Ngành dầu khí Việt Nam tuy còn non trẻ, với hơn 30 năm xây dựng và phát triển nhưng đã sớm khẳng định vị trí của nó trong nền kinh tế quốc dân, cho tới nay dầu khí vẫn luôn được coi là ngành kinh tế mũi nhọn. Tuy nhiên dầu khí Việt Nam chủ yếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam, độ sâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích rộng. Hiện nay nguồn dầu khí khai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam vẫn đang tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và phát hiện các mỏ mới. Những năm gần đây các mỏ mới phát hiện có trữ lượng không lớn, chính vì vậy mà việc khai thác sao cho có hiệu quả rất quan trọng. Việc khai thác, vận chuyển dầu khí luôn thu hút khá nhiều các công trình nghiên cứu. Vừa qua mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi đã được đưa vào khai thác và mới hoàn thành giai đoạn khơi dòng sản phẩm, việc nghiên cứu giải pháp thu gom vận chuyển hợp lý tại đây sẽ giúp tiết kiệm được rất nhiều chi phí đầu tư về khai thác, vận chuyển cũng như chi phí nhân lực. Chính vì vậy mà em đã chọn đề tài tốt nghiệp: “Nghiên cứu giải pháp thu gom, vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ở khu vực Mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi”. Đồ án được chia thành 5 chương: Chương 1: Tổng quan về công tác thu gom vận chuyển dầu khí bằng đường ống. Chương 2: Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí. Chương 3: Giải pháp thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí khu vực mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi. Chương 4: Các sự cố thường gặp trong quá trình vận chuyển dầu khí và biện pháp khắc phục. Chương 5: Bảo vệ và chống ăn mòn cho hệ thống đường ống. Để hoàn thành đồ án này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới thầy Nguyễn Văn Thịnh cùng các thầy trong Bộ môn Thiết bị dầu khí đã giúp đỡ em rất nhiều trong quá trình thực hiện đồ án. Mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan để xây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn hạn chế, nên đồ án này chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm góp ý của tất cả các thầy và các bạn để sau này khi tiếp xúc với môi trường công việc có thể giải quyết các vấn đề được tốt hơn. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày 02 tháng 6 năm 2010 SV Bùi Sĩ Minh CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ BẰNG ĐƯỜNG ỐNG 1.1 Tình hình khai thác dầu khí hiện nay ở Việt Nam Hơn 30 năm trước, ngày 3/9/1975, Chính phủ ban hành nghị định số 170/CP thành lập Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam, tiền thân của Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam ngày nay. Một năm sau ngày thành lập, ngày 25/7/1976, ngành dầu khí đã phát hiện nguồn khí thiên nhiên đầu tiên tại giếng khoan số 61 ở Vùng Trũng Sông Hồng, 5 năm sau vào tháng 6 năm 1981, dòng khí công nghiệp ở mỏ khí Tiền Hải đã được khai thác để đưa vào phục vụ sản xuất; và 10 năm sau ngày thành lập, ngày 26/6/1986 Xí nghiệp liên doanh dầu khí Việt - Xô đã khai thác tấn dầu đầu tiên từ mỏ Bạch Hổ, ghi nhận một mốc dấu quan trọng - Việt Nam đã có tên trong danh sách các nước khai thác và xuất khẩu dầu thô trên thế giới, khẳng định một tương lai phát triển đầy hứa hẹn cho ngành công nghiệp dầu khí đất nước. Kể từ đó cho đến nay, toàn ngành dầu khí đã khai thác được 205 triệu tấn dầu thô và hơn 30 tỷ mét khối khí, mang lại doanh thu trên 40 tỉ USD, nộp ngân sách nhà nước gần 25 tỉ USD, tạo dựng nguồn vốn chủ sở hữu trên 80 nghìn tỷ đồng. Trong đó xí nghiệp Liên doanh dầu khí Việt - Xô khai thác được 80% tổng lượng dầu khai thác của toàn ngành. Hiện nay việc tìm kiếm thăm dò và chia lô đánh giá trữ lượng đang được tiến hành trên toàn bộ thềm lục địa Việt Nam. Trong thời gian tới, ngành dầu khí Việt Nam phấn đấu xây dựng và phát triển để trở thành ngành kinh tế kỹ thuật quan trọng, đồng bộ bao gồm: tìm kiếm, thăm dò, khai thác, vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối, dịch vụ và xuất nhập khẩu. Xây dựng tập đoàn dầu khí vững mạng, kinh doanh đa ngành trong nước và quốc tế. 1.2 Sự phát triển đường ống dẫn dầu và khí ở Việt Nam Hệ thống đường ống dẫn dầu và khí ở Việt Nam dù mới được phát triển nhưng đã có những thành tựu đáng kể. Ban đầu chỉ là xây dựng các tuyến ống dẫn dầu khí trong nội bộ mỏ Bạch Hổ, sau này đã xây dựng các tuyến ống dẫn dầu, khí nối các mỏ Rồng, Rạng Đông với mỏ Bạch Hổ và các tuyến đường ống dẫn khí vào bờ phục vụ cho nhu cầu năng lượng trong bờ. Năm 1998 mỏ Bạch Hổ có một hệ thống đường ống bao gồm : + 20 tuyến ống dẫn dầu với tổng chiều dài 60,7 km. + 10 tuyến ống dẫn khí với tổng chiều dài 24,8 km. + 18 tuyến ống Gaslift với tổng chiều dài 28,81 km. + 17 tuyến ống dẫn nước ép vỉa với tổng chiều dài 19,35 km. + 11 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu khí với tổng chiều dài 19,35 km. Năm 2001 tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng Xí nghiệp Liên doanh (XNLD) đã xây dựng 93 tuyến ống ngầm các loại với tổng chiều dài gần 260km. Hiện tại XNLD đã thiết kế, xây dựng thành công tuyến ống dẫn dầu bọc cách nhiệt từ CTP2 đến UBN-4, đảm bảo tổn thất nhiệt trong quá trình vận chuyển là rất thấp (vận chuyển 14000T/ngày trong đường ống Φ426 × 16mm trên quãng đường dài gần 6km, nhiệt độ của dầu ở đầu vào đường ống là 500C, ở đầu cuối đường ống là 480C) khoảng 20C, trong khi đó nếu không bọc cách nhiệt thì tổn thất nhiệt trên tuyến ống nêu trên sẽ là khoảng 240C. Hiện nay XNLD đã thiết kế, xây dựng xong và đưa vào sử dụng đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ, với chiều dài trên 46km được cấp chứng chỉ quốc tế. Một số tuyến ống dẫn khí vào bờ đã xây dựng thành công và đang đưa vào hoạt động, thực hiện nhiệm vụ cung cấp khí đồng hành và khí tự nhiên (khí không đi kèm cùng với dầu thô) cho các nhu cầu sản xuất điện, đạm và khí đốt phục vụ đời sống : + Tuyến đường ống dẫn Bạch Hổ - Phú Mỹ dài gần 150km dẫn khí từ giàn nén khí trung tâm ở mỏ Bạch Hổ về bờ, đi qua trạm chế biến khí Dinh Cố, nhà máy điện Bà Rịa, đến trung tâm phân phối khí Phú Mỹ. Đây là tuyến ống dẫn khí đầu tiên của Việt Nam từ biển vào bờ nằm trong dự án đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Thủ Đức. + Tuyến ống dẫn khí PM3- Cà Mau có đường kính 475mm, chiều dài gần 325km (gồm 298km ngoài biển và 26,7km trên bờ), công suất vận chuyển khí theo thiết kế là 2 tỷ m3/năm. Đường ống làm nhiệm vụ vận chuyển khí từ mỏ PM3 thuộc khu vực khai thác chung Việt Nam - Malaysia, mỏ Cái Nước vào bờ cung cấp khí cho Tổ hợp Điện - Đạm Cà Mau. + Đường ống dẫn khí từ mỏ Lan Tây – Lan Đỏ ở bể Nam Côn Sơn vào bờ, được công ty BP của Anh thiết kế, xây dựng với chiều dài gần 400km đường ống ngầm dưới biển. Đây là đường ống hai pha có khả năng vận chuyển cả khí lẫn chất lỏng ngưng tụ, đường ống được xây dựng với công suất thiết kế là 7 tỷ m3khí/năm. Cho đến nay dự án khí Nam Côn Sơn đã đưa vào hoạt động. Đối với công trình đường ống dẫn khí trên bờ và dưới nước được hoàn thành và đấu nối tại Long Hải vào tháng 6/2002. Điểm cuối của đường ống là nhà máy xử lý khí Dinh Cố với công suất hiện nay là 13,2 triệu m3/ ngày. 1.3. Tình hình khai thác tại mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi Đồi Mồi và Nam Rồng là 2 mỏ có diện tích chồng lấn, trong đó Đồi Mồi thuộc lô 09-3, do Công ty Liên doanh điều hành Việt - Nga - Nhật (VRJ) phát hiện vào năm 2004, nằm liền kề lô 09-1 mỏ Bạch Hổ và Rồng của Liên doanh dầu khí VietSovpetro. Mỏ Rồng và Bạch Hổ của Liên doanh Vietsovpetro đã khai thác hơn 28 năm, hiện nay sản lượng dầu khai thác đang giảm dần. Hiện tại ở mỏ Rồng, các thiết bị máy móc được đầu tư chưa sử dụng hết công suất theo như thiết kế. Để tận dụng nguồn năng lực sản xuất, tiết kiệm tối đa chi phí phải bỏ ra mà vẫn đảm bảo khai thác một cách hiệu quả nhất, VRJ và Vietsovpetro đã chủ trương hợp nhất mỏ. Chủ trương kết nối mỏ Đồi Mồi trên lô 09-3 vào hệ thống khai thác liên hoàn của Việt - Xô và lấy tên là “Nam Rồng - Đồi Mồi” là một chủ trương đúng đắn. Ngày 8/12/2006, các bên đã ký kết thỏa thuận tiền hợp nhất mỏ. Tiếp sau đó là tiến hành các thỏa thuận như: Thỏa thuận phát triển chung, điều hành chung, vận hành mỏ, đo đạc và phân chia sản phẩm, thỏa thuận bốc dầu, đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử và xây dựng công trình mỏ… Ngay sau khi ký kết thỏa thuận tiền hợp nhất mỏ, ngày 8/1/2008, tổ hợp các bên tham gia triển khai lập dự án khai thác sớm, lên phương án, kế hoạch, tiến hành thiết kế, chế tạo, lắp đặt....Việt - Xô đã tiến hành xây dựng 2 giàn khoan khai thác RC-4 và RC-DM, cải hoán giàn RP-1, xây dựng lắp đặt hệ thống đường ống ngầm, mua sắm, lắp đặt hệ thống công nghệ thượng tầng, khoan và hoàn thiện 10 giếng khai thác. Với kinh nghiệm 30 năm trong ngành dầu khí, Việt - Xô đã hoàn thành toàn bộ khối lượng công việc lớn này trong thời gian 15 tháng. Đầu năm nay (2010), cùng với giếng khoan Đồi Mồi - 2X của VRJ, 3 giếng của Việt - Xô cũng hoàn thành theo đúng cam kết. Cột mốc là vào ngày 26/1/2010, dòng sản phẩm khai thác thương mại từ mỏ hợp nhất được công nhận. Điều đáng mừng là sản lượng dầu tại đây rất lớn so với các mỏ của Việt - Xô đang khai thác. Kết quả này cho thấy, mô hình hợp tác mới - mô hình hợp nhất, phát triển và điều hành chung mỏ đã tỏ ra rất hiệu quả và đã được đánh giá rất cao. Nó tận dụng được tất cả năng lực sản xuất của Việt - Xô, từ con người, đến cơ sở vật chất thiết bị. Như vậy, chủ đầu tư không phải bỏ tiền đầu tư các công trình tách lọc dầu, vận chuyển dầu, nên sẽ tiết kiệm rất lớn về mặt kinh tế. Hiện nay sản lượng dầu đang được khai thác tại mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi đạt hơn 700 tấn/ngày đêm. Trong tháng 3 năm 2010, khoảng 100.000 thùng dầu thương phẩm của phần quyền lợi khối 09-3 xuất cho nhà máy lọc dầu Dung Quất. Trong tương lai gần, các bên sẽ tăng sản lượng bằng cách lần lượt đưa các giếng tiếp theo vào khai thác. Mô hình hợp nhất đầu tiên đạt hiệu quả, giúp Việt - Xô mạnh dạn trong việc hoạch định chiến lược phát triển sản xuất kinh doanh trong tương lai. Đặc biệt có thể nhân rộng mô hình hợp nhất trên cơ sở hợp tác với các nhà thầu dầu khí đang hoạt động vùng lân cận 2 mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng của Việt - Xô. Theo đó Việt - Xô sẽ ưu tiên kết nối mỏ Bạch Hổ và Rồng với tất cả những mỏ lân cận, nhằm tận dụng tối đa công trình trên Bạch Hổ đã được xây dựng, cũng như năng lực kinh nghiệm của Việt - Xô.
Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi 1.4. Sơ đồ thu gom dầu khí 1.4.1. Yêu cầu, nhiệm vụ của hệ thống. * Nhiệm vụ: Hệ thống thu gom dầu khí có các nhiệm vụ: Tập hợp sản phẩm từ tất cả các giếng riêng rẽ, từ các khu vực trong mỏ lại với nhau. Đo lường chính xác về số lượng và chất lượng của các thành phần trong sản phẩm khai thác theo những mục đích khác nhau. Xử lý chất lưu khai thác thành các sản phẩm thương mại. Việc phân chia các sơ đồ thu gom thường căn cứ vào áp suất làm việc của thiết bị đo tách tại các trạm khu vực, được phân chia ra hệ thống kín, hệ thống hở; căn cứ vào đặc điểm địa hình: trên đất liền, ngoài biển, địa hình phẳng hoặc dốc, căn cứ vào tính chất hóa lý của dầu như dầu nặng nhẹ, dầu nhiều paraffin, dầu nhiều lưu huỳnh… Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tố tự nhiên và khả năng kỹ thuật, bao gồm: khả năng mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu của vùng, năng lượng vỉa (áp suất, nhiệt độ), tính chất hóa lý của chất lưu. Về phương diện kỹ thuật phải căn cứ vào nguyên tắc, sơ đồ hệ thống đã lựa chọn, các phương pháp tác động vào vỉa và giá trị áp suất miệng giếng khi khai thác. 1.4.2. Sơ đồ thu gom hở * Nguyên lý hoạt động của sơ đồ: Trong sơ đồ hở (hình 1.2,a), áp suất của thiết bị tách đo có giá trị thấp, gần xấp xỉ với giá trị áp suất khí quyển. Tại đó thực hiện quá trình tách khí sâu, mức độ tách cao. Sơ đồ này được sử dụng phổ biến cho các thiết kế cách đây 3 đến 4 thập kỷ. Sau khi tách, dầu và khí đi theo các tuyến ống riêng biệt cho nên thường gọi là sơ đồ hai tuyến ống thu gom. Khí sau khi tách với áp suất dư 3-5kG/cm2 còn có thể tiếp tục chảy đến trạm xử lý. Còn 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 hơn mặt bằng tự nhiên, song phổ biến nhất 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 năng tự phun, giảm được chi phí năng lượng khi khai thác cơ học (gaslift, bơm). Ngoài ra, do giá trị áp lực thấp nên mức độ an toàn khi vận hành cao.
Hình 1.2 Sơ đồ thu gom hở và kín 1.Miệng giếng khai thác 4. Đường gom khí, 7. Đường xả một phần khí, 2. Ống xả, 5. Đường gom dầu, 8. Máy bơm, 3. Thiết bị tách đo, 6. Đường gom hỗn hợp. Tuy vậy, trong thời gian gần đây, ở các mỏ hiện đại, các sơ đồ này không còn được sử dụng do các hạn chế lớn. Trước hết chi phí đầu tư cao, do phải đầu tư hai tuyến ống riêng biệt, do 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% do sự bay hơi thành phần nhẹ vào trong khí quyển. 1.4.3. Sơ đồ thu gom kín. * Nguyên lý hoạt động của sơ đồ: Trong sơ đồ kín (hình 1.2 b, c), áp suất của bình tách đo tại các trạm có giá trị lớn, khí sau khi được tách để thực hiện việc đo lường, phần lớn hoặc toàn bộ được gộp lại với dầu và chảy cùng một ống gom còn gọi là sơ đồ một tuyến ống. Trong ống gom, dòng chảy là dòng hai pha khí - lỏng. Các thiết kế trong thời gian gần đây đều hướng theo sơ đồ kín vì có một số ưu thế nhất định sau: * Ưu điểm: - Dòng chảy trong ống gom gồm hai pha khí lỏng, tốc độ lớn và tốc độ sẽ tăng dần theo chiều dài tuyến ống, giảm sự lắng đọng của vật liệu cơ học. Đặc biệt với dầu có nhiều parafin, hỗn hợp lỏng khí hạn chế sự kết tinh và cùng với tốc độ lớn sẽ góp phần ngăn ngừa sự lắng đọng, giảm nguy cơ tắc nghẽn đường ống. - Giảm kinh phí đầu tư và vận hành nhờ tiết kiệm được kim loại, giảm được số lượng nhân lực vận hành, giảm được công suất bơm đẩy. - Sơ đồ cho phép tăng khả năng tự động hóa. * Nhược điểm: - Đo lường không chính xác do áp lực bình tách đo cao và khó loại trừ các va đập áp suất. - Đòi hỏi áp lực miệng giếng cao nên sẽ giảm thời gian tự phun và khi chuyển qua khai thác cơ học sẽ tiêu tốn nhiều năng lượng hơn. - Có thể xảy ra rò rỉ qua các đầu mối, van… - Các dao động áp suất với biên độ lớn có thể làm đứt đường ống, làm mất tác dụng các thiết bị đo - kiểm tra, chất lượng tách khí của thiết bị tách sẽ xấu đi và có thể làm gián đoạn sự làm việc ở các giếng tự phun. Khi thiết bị tách làm việc kém dẫn tới hàm lượng khí ở các trạm chứa thương mại cao, có thể gây ra các sự cố nghiêm trọng như cháy, nổ, ngộ độc. 1.4.4. Sơ đồ thu gom trên biển. Bắt đầu từ những năm 70 của thế kỷ trước, tỷ lệ dầu được khai thác từ các thềm lục địa ngày càng gia tăng. Phần lớn các quốc gia ở Đông Nam Á, sản lượng khai thác ngoài biển là chủ yếu. Riêng nước ta hiện nay, tỷ lệ này là 100%. Dầu sản xuất ngoài biển đắt hơn trên đất liền do phải xây dựng một hệ thống thu gom tốn kém. Các sơ đồ được lựa chọn tùy thuộc vào cự ly so với đất liền và chiều sâu nước biển. Với các mỏ gần bờ, người ta xây dựng các giàn nhẹ để thi công 4-6 giếng, các giàn này nối với bờ bằng các cầu vượt bằng thép hoặc bê tông, vừa là đường giao thông, vừa để lắp đặt các ống xả. Hỗn hợp theo các ống xả vào đất liền. Các trạm tách đo, xử lý đều bố trí trên bờ. Với các mỏ xa bờ, trong giai đoạn đầu của quá trình phát triển, độ ngậm nước còn thấp thì dầu đã tách khí có thể được chở về đất liền để xử lý. Khi việc phát triển mỏ đã bước qua giai đoạn ổn định thì tất cả mọi công đoạn thu gom, xử lý đều phải tiến hành ngoài biển. Dầu thương mại đưa vào bờ bằng tàu chở dầu hoặc đường ống, còn khí vận chuyển nhờ đường ống là chủ yếu, nếu dùng tàu thì khí phải hóa lỏng. Điều kiện biển nông, các trạm thu gom khu vực là các giàn cố định, tất cả các đầu giếng đều bố trí trên giàn, cao hơn mặt nước biển. Nếu biển nông (20-30m), khí tượng không phức tạp, mật độ giếng cao thì các đường ống gom sẽ được lắp trên các cầu dẫn nối liền các giàn với nhau. Ở điều kiện ngược lại thì hệ thống ống thu gom sẽ bố trí dưới đáy biển. Trong sơ đồ thu gom với đầu giếng ngầm, khi chiều sâu nước biển vượt 90-100m, việc xây dựng các trạm thu gom kiểu giàn cố định là không kinh tế mà phải dùng các giàn nổi, các đầu giếng bố trí ngầm trong nước, các ống xả và thu gom là các ống mềm. Tùy theo chiều sâu, các đầu giếng được lắp ngay trên đáy biển hoặc ở một độ sâu nào đó thợ lặn có thể tới được để an toàn cho đầu giếng, các phương tiện vận tải biển vận hành an toàn. Nếu các giếng xa nhau thì các đầu giếng sẽ bố trí độc lập, còn nếu miệng giếng gần nhau thì gộp lại thành các cụm đầu giếng. Mỗi đầu giếng thông thường được nối với hai ống mềm: một ống khai thác và một ống tuần hoàn. Sản phẩm từ miệng giếng theo ống mềm về giàn khai thác cũng là các trạm thu gom khu vực. Trong quá trình phát triển mỏ, trạm thu gom dầu có thể đơn giản kiểu giàn nhẹ, nhưng khi mỏ đã đi vào hoạt động ổn định thì thường thay bằng các giàn nổi có cấu trúc theo kiểu bán chìm. Dầu sau khi được xử lý theo các đường ống mềm qua hệ thống neo nổi và dẫn đến các tàu chứa. CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN THỦY LỰC ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ Trong công nghiệp khai thác dầu khí hiện đại, hệ thống thu gom kín một đường ống là chủ yếu, trong đó vận chuyển chất lỏng hai pha lỏng – khí (dầu - khí) và có thể là ba pha (nước- dầu- khí). Do sự sắp xếp tương quan giữa pha lỏng và pha khí khi chuyển động tạo ra hình dáng cấu trúc khác nhau giữa chất lỏng hai pha hoặc ba pha nên việc tính toán trở nên phức tạp. Ảnh hưởng quyết định đến cấu trúc chuyển động của hệ thống là tương tác giữa các pha. Trong chất lỏng do xuất hiện các lực căng bề mặt giữa các pha cho nên ta không thể mô tả chế độ chảy bằng các khái niệm thông thường (dòng hoặc rối) như dòng một pha. Mặt khác, sự khó khăn trong việc tính toán thủy lực của dòng khí - lỏng còn do sự chuyển động tương đối của pha, tạo ra tốc độ tương đối. Tốc độ này phụ thuộc trước hết vào sự khác biệt về tính chất vật lý như độ nhớt, mật độ, sức căng bề mặt của các pha. Ngoài ra, còn phụ thuộc vào tương quan hàm lượng khí - lỏng, đường kính ống và độ nghiêng của tuyến ống so với phương nằm ngang. Sự thay đổi tốc độ tương đối của mật độ, độ nhớt, sức căng bề mặt, hàm lượng chất lưu trong tiết diện ngang theo chiều dài tuyến ống làm cho thủy động của hỗn hợp khí - lỏng có đặc tính rất phức tạp, khác với chất lỏng một pha. Khi tốc độ của hỗn hợp thấp, trọng lực chi phối nhiều đến cấu trúc, giá trị tốc độ và mạch đập áp suất. Tốc độ tương đối ảnh hưởng đến cấu trúc dòng chảy, còn cấu trúc lại chi phối tổn thất áp lực. 2.1. Các cấu trúc của hỗn hợp khí - lỏng Việc nghiên cứu dòng chảy không khí – nước hoặc hơi nước trong ống thủy tinh nằm ngang, nghiêng hoặc lên, xuống cho phép phân chia các kiểu cấu trúc đa dạng tùy theo tính chất vật lý của chất lưu, theo đường kính, góc nghiêng của ống. Tuy vậy các dạng cấu trúc được xác định bởi hai thông số cơ bản được gọi là các chỉ tiêu không thứ nguyên đó là hệ số Froude và hàm lượng thể tích khí β. Chỉ số Froude :
(2.1) Hàm lượng khí:
(2.2) Trong đó: vh là tốc độ trung bình của hỗn hợp
; g là gia tốc trọng trường; D là đường kính ống; S là tiết diện ống; Va,Ql tương ứng là lưu lượng không khí và chất lỏng. Khi vận chuyển hỗn hợp dầu khí theo đường ống, giá trị β được tính theo công thức: `
(2.3) Với Eo : hệ số giãn nở thể tích của dầu khí khi giảm áp suất trong đường ống; R1,R2: tương ứng yếu tố khí thực tế và khí hòa tan; W: hàm lượng nước, phần đơn vị;
,Po: áp suất trung bình trong ống và áp suất khí quyển;
, To: nhiệt độ trung bình và nhiệt độ điều kiện thường oK; Z: hệ số nén của khí. Hiện tại có nhiều biểu đồ phân chia cấu trúc dòng hỗn hợp, hình 2.1 là sự phân chia theo Frc và β. 2.1.1. Cấu trúc bọt Khi hàm lượng khí thấp, các bọt khí riêng biệt phân tán ở phần trên của tiết diện ống ngang, kích thước các bọt đều nhau chuyển động với tốc độ chất lỏng hoặc bé hơn, chế độ chảy không có va đập áp suất. Khi tăng tốc độ hỗn hợp, cấu trúc dòng chảy vẫn bảo toàn. 2.1.2. Cấu trúc phân lớp Khi tăng hàm lượng khí và tốc độ tăng ít, số Frc trong khoảng 0,5 ÷ 9, các bọt khí dính nhau thành bọt lớn và sau đó pha khí trở nên liên tục thành dòng phân lớp. Cấu trúc được bảo toàn cho tới β ≈ 0,98 và Frc= 9. Đặc điểm của dòng này là tốc độ hai pha khác nhau và không có mạch đập. Cấu trúc này chỉ xuất hiện trong ống ngang (tốc độ khí cao hơn lỏng) và ống dốc xuống (tốc độ lỏng cao hơn khí). 2.1.3. Cấu trúc dạng sóng Khi giữ nguyên hàm lượng khí và tăng tốc độ, trên mặt phân lớp sẽ xuất hiện sóng, đỉnh song chưa chạm tới thành ống. Dòng chảy có va đập biên độ nhỏ và tần số cao. Cấu trúc đạt được khi β và Frc có giá trị cao cũng như giá trị thấp. 2.1.4. Cấu trúc dạng nút Khi tăng đồng thời β và vh thì cấu trúc bọt sẽ chuyển sang cấu trúc nút. Các nút khí được phân cách bởi các lớp chất lỏng. Khi tiếp tục tăng β và vh kích thước nút khí sẽ tăng lên còn kích thước lớp chất lỏng sẽ giảm. Biên độ mạch đập ban đầu tăng và sau đó sẽ giảm xuống. 2.1.5. Cấu trúc nút phân tán Tiếp tục tăng β nút sẽ chuyển thành sóng, trong đó có chứa các bọt khí. Dòng chảy không đều, gián đoạn và các tích tụ khí hợp lại, mạch đập đạt tới giá trị cực đại. Khi tăng vh chiều cao sóng sẽ giảm, số lượng chất lỏng trong khí tăng lên, hàm lượng phân bố đều hơn trong tiết diện và va đập áp suất sẽ giảm.
Hình 2.1 : Phân loại cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp dầu- khí 1. Cấu trúc bọt; 2. Cấu trúc phân lớp; 3. Cấu trúc dạng sóng; 4. Cấu trúc dạng nút; 5. Cấu trúc nút phân tán; 6. Cấu trúc màng phân tán; 7. Cấu trúc nhũ tương; 2.1.6. Cấu trúc màng phân tán Khi tốc độ chuyển động lớn, số Frc đạt 90 ÷ 900 và hàm lượng khí cao 0,9 ÷ 0,98 dòng sẽ hình thành cấu trúc màng phân tán. Chất lỏng được phân tán thành giọt nhỏ cùng chuyển động trong dòng khí, phần còn lại dạng màng mỏng bám vào thành ống, phần dưới dày hơn phần trên, cho nên còn gọi là cấu trúc vành khăn. Khi tăng Frc số lượng chất lỏng và mức độ phân tán của chúng tăng lên. Với Frc cao, thực tế toàn bộ chất lỏng biến thành bụi. Cấu trúc này hoàn toàn không có mạch đập. 2.1.7. Cấu trúc nhũ tương Với Frc trung bình cỡ 25 ÷ 100 và tăng dần β, cấu trúc bọt sẽ chuyển thành cấu trúc nhũ gồm nhiều bọt khí và được bao bởi các màng chất lỏng. Các bọt khí phân bố đều trong tiết diện. Dòng chảy có va đập biên độ thấp, tần số cao. Trong số bảy cấu trúc được nêu trên thì cấu trúc dòng chảy dạng nút vừa phổ biến, vừa phức tạp. Vì vậy cấu trúc dòng chảy dạng nút luôn được quan tâm nghiên cứu kỹ lưỡng nhất.
Hình 2.2: Sơ đồ một nút lỏng – khí trên tuyến ống nằm ngang 1- Lớp lỏng; 2 - nút khí; 3 và 5 - ranh giới vùng xoáy của tuyến sau và tuyến trước; 4 và 6 - các vòng xoáy của tuyến sau và tuyến trước; 7 và 9 - tuyến trước và tuyến sau của nút lỏng,8 - nút lỏng; 10 - đường chuyển động của các phần tử chất lỏng ngoài vòng xoáy;11 - ranh giới khí - lỏng;12 - thành ống. Hình 2.2 mô tả một lớp lỏng - khí chuyển động dọc đường ống từ trái qua phải với vận tốc U. Dễ dàng nhận thấy rằng chuyển động của các nút trong chất lỏng, lớp khí trên phần lớn chiều dài ống là cùng chiều dòng chảy. Nhưng ở đoạn đầu và đoạn cuối của nút lỏng xuất hiện những tuyến ngắn (tuyến trước và tuyến sau) của nút, ở đó có dòng chảy rất phức tạp. Trạng thái của các tuyến đó xác định sự tồn tại của dòng chảy nút cũng như đặc điểm của nó. Dòng chảy dạng nút có thể hình dung như là kết quả của tương tác qua lại giữa các nhân tố, thành phần của lớp khí, lỏng. Trong ống dẫn nằm ngang nút lỏng di chuyển dưới sự tác động của chênh lệch áp suất trong các nút khí kế cận và lực ma sát trên thành ống sẽ cản lại sự chuyển động đó. Chất lỏng tách ra từ các tuyến được chuyển qua tuyến trước vào nút lỏng rồi chảy qua tuyến sau. Tại tuyến sau, chất lỏng không phân bố đều theo tiết diện mà tạo thành một lớp chất lỏng và nút khí. Nút lỏng chuyển động về phía trước, để lại một lớp chất lỏng sau tuyến sau và trên lớp lỏng là nút khí. Tại tuyến trước, cấu trúc tuyến tương tự như bước nhảy thủy lực, phần trước nó gồm có vùng chất lỏng chảy tới (dòng trung chuyển) và vùng chảy ngược. Ở tuyến trước chất lỏng tạo nên dòng trung chuyển chảy từ lớp lỏng vào nút lỏng, vùng chảy ngược gồm những mạch xoáy theo trục ngang vuông góc với trục ống dẫn. Mỗi vòng xoáy chiếm cả chiều cao dòng chảy trên dòng trung tuyến. Tất cả vòng xoáy quay theo một hướng và xoáy vào lớp chất lỏng. Cấu trúc dòng chảy còn phụ thuộc vào góc nghiêng. Trong các đường ống thẳng đứng và dốc ngược, ta chỉ gặp ba cấu trúc cơ bản là bọt, nút khí và vành khăn sau khi giá trị áp suất trở nên thấp hơn áp suất bão hòa. Các đường ống dốc thoải độ dốc đến 110 và nằm ngang ta có thể gặp các cấu trúc bọt (1), phân lớp (2), sóng (3), nút (4,5) và vành khăn (6). Như vậy cấu trúc phân lớp và sóng ta chỉ gặp ở ống nằm ngang và dốc xuống. Ở các ống nằm ngang tốc độ khí cao hơn tốc độ lỏng, còn ở ống dốc xuống thì ngược lại, tốc độ khí thấp hơn do chất lỏng nặng hơn. Ngoài việc sử dụng biểu đồ, trong thực tế các dạng cấu trúc dòng hỗn hợp có thể quan sát một cách trực giác qua biên độ và tần số dao động áp suất ghi nhận qua đồng hồ áp suất và đồng hồ dao động lắp trên tuyến ống. Nếu ống lắp đặt trên mặt đất ta có thể phân biệt qua theo dõi sự rung và nghe các mạch áp theo thành ống. Chẳng hạn biên độ lớn với tần số bé thể hiện cấu trúc phân tán, biên độ trung bình thể hiện cấu trúc nút và biên độ bé cho thấy dòng chảy có cấu trúc sóng và nhũ tương. 2.2. Tính toán thủy lực ống dẫn hỗn hợp dầu khí Từ các cấu trúc đã mô tả, chúng ta có thể rút ra các cấu trúc có thể qui về chất lỏng một pha. Với dòng có cấu trúc dạng bọt có 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. Nghĩa là ở cấu trúc này, chất lưu chuyển động theo ống như chất lỏng đơn pha. Còn với cấu trúc vành khăn (màng phân tán) đặc trưng bởi hàm lượng khí cao, tốc độ chuyển động lớn, ta thường gặp khi vận chuyển khí tự nhiên ở các mỏ khí ngưng tụ hoặc xảy ra khi vận chuyển khí dầu còn nhiều thành phần nặng như butan, propan. Nói chung cấu trúc này ít gặp ở các mỏ dầu. 2.2.1. Ranh giới các cấu trúc Ngoại trừ cấu trúc bọt, khi tính toán người ta chia các cấu trúc ra ba cấp: nút, phân lớp và màng phân tán. Do chế độ phân lớp chỉ có trong ống ngang và ống xuống có độ nghiêng bé nên thường phải phân biệt ranh giới chuyển tiếp từ phân lớp qua nút. Ta có thể trực tiếp quan sát từ các ống thủy tinh và xử lý các số liệu thực nghiệm khi xây dựng các đường cong theo hệ tọa độ
, và
đặc trưng cho sự tương quan giữa các số Froude.
(2.4) Từ đó ta có đường cong phân chia hai vùng cấu trúc phân lớp và nút của dòng chảy, đường cong này được biểu thị bằng một phương trình thực nghiệm như sau:
(2.5) Các số liệu thực nghiệm với hỗn hợp không khí - nước cho thấy khi Frc
F*r dòng có cấu trúc nút, khi Frc< F*r sẽ có cấu trúc phân lớp và sóng. Ở đây θ là góc nghiêng của ống so với phương ngang; λ là hệ số kháng thủy lực, xác định theo các công thức:
; (2.6)
(2.7) Vl: tốc độ chảy không áp của chất lỏng trong ống xuôi do trọng lực;
(2.8)
: tổn hao ma sát trên chiều dài
;
: Độ nhám tương đương, e/D; λ cũng có thể tính theo hệ số Re theo phương pháp tính lặp gần đúng. Với ống dốc ngược và thẳng đứng sẽ tồn tại ranh giới giữa chảy nút và màng phân tán. Ranh giới thu được bằng kết quả thực nghiệm cho hỗn hợp không khí - nước và dầu – không khí rồi xây dựng đường cong theo hệ tọa độ:
và β Với We là tiêu chuẩn Weber;
: mật độ lỏng, khí;
(2.9) Với
là sức căng bề mặt hệ thống lỏng - khí, N/m; Từ các chất lỏng khác nhau ta thu được các đường cong ranh giới khác nhau. 2.2.2. Cấu trúc nút và vành khăn Thường dùng các phương trình cơ bản để mô tả chuyển động như sau:
(2.10) Với
là tổng đại số sự chênh lệch địa hình trên tuyến;
: mật độ của hỗn hợp theo hàm lượng thể tích và hàm lượng khí;
(2.11) Và
(2.12) λh là sức cản thủy lực của hỗn hợp; λh = ψ.λ ; Với ψ là hệ số sức kháng thủy lực kể đến sự chuyển động tương đối giữa các pha. Với ống dốc xuôi:
Với ống nằm ngang và dốc ngược:
Với Kc là hệ số ảnh hưởng môi trường bão hòa khí tới chuyển động tương đối;

là hệ số hòa tan của khí trong dầu, m3/m3Pa; Ky là hệ số kể đến sự ổn định các bọt khí trong chất lỏng;
Tuy nhiên, việc xác định hệ số ψ khi chuyển động của hỗn hợp dầu khí theo đường ống thường căn cứ vào sự tương quan giữa gradient áp suất hỗn hợp
và gradient áp suất của chất lỏng một pha
ở cùng một lưu lượng, nghĩa là
. Từ công thức λ cho chất lỏng một pha khi chảy rối trong các ống dốc và nằm ngang ta có công thức Ansơtun:
(2.13) Khi β < 0,9:
(2.14) Khi β > 0,9:
(2.15) Với
: độ nhớt của khí và dầu bão hòa khí;
: mật độ của khí và dầu bão hòa khí; Tiêu chuẩn Re cũng có thể xác định theo công thức sau:
; Với
là độ nhớt động học của hỗn hợp, ở cấu trúc nút và phân tán có dạng:
(2.16) Trong các ống đứng dốc ngược dòng chảy có cấu trúc nút hoặc vành khăn là phổ biến. Công thức thực nghiệm để xác định đường cong ranh giới giữa cấu trúc nút và cấu trúc vành khăn như sau V** = 1, với:
(2.17) Khi V** > 1 ta có dòng chảy với cấu trúc nút, khi V**≤ 1 dòng chảy với cấu trúc vành khăn. Vị trí ranh giới vùng chuyển tiếp phụ thuộc vào các thông số lưu lượng và vật lý của dòng chảy, không phụ thuộc góc nghiêng của đường ống với phương ngang. Khi V** = 1 ta có vận tốc tới hạn khi chuyển tiếp từ cấu trúc nút sang cấu trúc phân lớp:
(2.18) Khi vận tốc hỗn hợp vh > v*h dòng chảy có cấu trúc vành khăn, khi vh < v*h dòng chảy có cấu trúc nút. 2.2.3. Cấu trúc phân lớp Xuất hiện ở dòng chảy ngang và dốc xuôi, để tránh việc xác định hàm lượng thể tích khí thực tế, người ta dùng công thức:
(2.19) Với λg là hệ số sức cản thủy lực của khí, xác định theo hệ số Reh:
; vh là vận tốc hỗn hợp; Nếu ta có giá trị hàm lượng khí thực φ thì dùng công thức Bernouli:
(2.20) Dt là đường kính thủy lực:
φ: hàm lượng khí thực, θ: góc hợp với mặt phân chia khí-dầu;
Qs: lưu lượng dầu bão hòa khí; 2.2.4. Xác định hàm lượng khí thực Do sự chuyển động tương đối nên ở cấu trúc phân lớp, nút và vành khăn hàm lượng khí thực tế khác hàm lượng khí β. Theo các nhà nghiên cứu, φ là một hàm đa biến phụ thuộc số Frc, hàm lượng β, sinθ, sức căng bề mặt và đường kính ống (chỉ tiêu We) và độ nhớt
. Trong đó Frc, β, sinθ là quan trọng nhất. Kết quả nghiên cứu hỗn hợp không khí - nước cho thấy: - Trong ống nằm ngang, bất luận β thế nào ta cũng có hàm lượng khí thực φ 4 thì φ chỉ phụ thuộc β: φ = f(β). - Trong các ống dốc xuôi, trọng lực làm tăng cường cấu trúc phân lớp, đồng thời làm tăng tốc độ chất lỏng cho nên khí chuyển động chậm hơn và luôn có φ > β. Khi tốc độ tăng đến một giới hạn nào đó thì lực quán tính sẽ vượt trọng lực và cấu trúc lớp sẽ chuyển qua cấu trúc nút. - 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 chất lỏng. Góc θ càng tăng thì giá trị φ càng giảm và đạt giá trị cực tiểu ở 450 rồi sau đó lại tăng lên. Điều đó được giải thích rằng, khi θ bé và chảy chậm phần lớn chất lỏng phân bố dọc theo đường sin phía dưới, có đường dẫn cho chất lỏng vượt qua. Khi tăng góc nghiêng, chất lỏng có xu hướng phân bố đều hơn trong tiết diện, khả năng khí vượt trước sẽ khó khăn hơn. Với tốc độ chuyển động cao, chất lỏng và khí có xu thế phân bố đều theo tiết diện, ảnh hưởng của góc nghiêng tới φ không đáng kể. Khi tính chất vật lý của hỗn hợp khác với nước - không khí, nghĩa là σ > 72.10-3 N/m thì phải lưu ý đến ảnh hưởng của chỉ tiêu We. Các nghiên cứu thực nghiệm cho thấy khi Frc > 10 thì vai trò của We trở nên rất bé và khi Frc >100 thì φ độc lập với We. Các thí nghiệm cũng cho thấy khi D>15.10-3m, φ không còn bị chi phối bởi D. Lúc đó ta có thể dùng các công thức thực nghiệm từ hỗn hợp không khí - nước. Với ống ngang, chảy nút, Frc > 4 : φ = 0,81β (2.21) Với ống đứng, hoặc dốc ngược, chảy nút: φ = β/(1 + 0,345Frc-0,5); (2.22) Ở Nga, để xác định hàm lượng khí thực người ta đề nghị dùng các công thức của Gurov. Với ống dốc ngược:
(2.23) Với ống dốc xuôi, chảy nút:
(2.24) ρ0 là mật độ của dầu. CHƯƠNG 3 GIẢI PHÁP THU GOM VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ KHU VỰC MỎ NAM RỒNG – ĐỒI MỒI 3.1. Giải pháp thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí khu vực Đông nam mỏ Rồng Hiện nay, trên khu vực này đã xây dựng giàn nhẹ RC-2 nối với giàn RP-3 bằng cầu nối. RP-3 được đưa vào vận hành năm 2002. Trên RC-2 có 5 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép. Trên RP-3 hiện có 2 giếng khai thác, có nghĩa là trên khu vực này hiện có tất cả 7 giếng khai thác với lưu lượng trung bình khoảng 1700 tấn/ngàyđêm. Hàm lượng nước không đáng kể (dưới 1 %). Sản phẩm trên khu vực Đông nam mỏ Rồng sau khi đã xử lí bằng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc và hoá phẩm tách nước được vận chuyển về RP-1 dưới dạng hỗn hợp dầu khí bằng đường ống ngầm. Trên RP-1, hỗn hợp dầu đã tách khí của RP-1 và RC-2 được bơm về UBN-1 mỏ Bạch hổ theo hệ thống đường ống: RP-1=>UBN-3=>RC-1=>БТ-7=>CTP-2=>UBN-1. Sản phẩm khai thác trên RC-2 được xử lí bằng cách bơm hoá phẩm theo đường ống dẫn chuyên dùng xuống từng giếng. Hỗn hợp hoá phẩm bao gồm Sepaflux ES 3363 và Prochinor AP 1804 (tỉ lệ 70:30) với định lượng 1600g/t và hoá phẩm tách nước – 40g/t. Trừ giếng 201, do áp suất bơm hoá phẩm vào giếng quá cao (lên mức 250÷275 at), cho nên điểm bơm hoá phẩm được tạm thời dời lên trên miệng giếng. Đầu năm 2002, khi đưa giàn RP-3 vào làm việc, thì toàn bộ sản phẩm khai thác trên RC-2 được tách khí một bậc trong bình buffer của RP-3 và được bơm thẳng về UBN-3 quá cảnh qua RP-1. Qua phân tích quá trình làm việc của đường ống RP-3=>RP-1 giai đoạn sau này cho thấy rằng: Do lưu lượng bơm dầu theo đường ống thấp cho nên bên trong đường ống hình thành một lớp lắng đọng parafin dạng “mềm” hoặc là “lớp chất lỏng không dịch chuyển”, chiều dày của nó gia tăng với một nhịp độ lớn. Kết quả là đường kính hiệu dụng của ống giảm nhanh làm cho áp suất bơm dầu tăng. Để tẩy rửa các lớp lắng đọng mềm và phục hồi khả năng vận chuyển của đường ống, một lượng nước biển đã được bơm định kỳ vào đường ống RC-2=>RP-1 trong thời gian khoảng 48 giờ, trong khi đó các giếng khai thác dầu trên RC-2 vẫn tiếp tục làm việc.Công việc trên được tiến hành phù hợp với “Quy chế công nghệ bơm rửa định kỳ đường ống RC-2 => RP-1 => UBN-3 mỏ Rồng”. Thực tế cho thấy, thời gian làm việc của đường ống giữa hai đợt bơm rửa giảm dần, từ 20 ngày trước đây xuống còn 12÷10 ngày hiện nay. Điều đó chứng tỏ hiệu quả bơm rửa giảm, chiều dày lớp lắng đọng bên trong ống sau khi bơm rửa vẫn còn lớn.
Hình 3.1. Thông số làm việc của đường ống RP-3 => RP-1 trong năm 2003 Vì vậy, trong tương lai để đảm bảo khả năng vận chuyển và nâng cao độ an toàn của quá trình vận chuyển cần xem xét áp dụng một số giải pháp sau đây: - Tăng định lượng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. - Áp dụng phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí, bằng cách lắp đặt thêm máy nén khí để nén khí tách ra trong bình buffer trên RP-3 và đưa nó vào đường ống sau máy bơm dầu NPS. Khi đó áp suất khí nén không được nhỏ hơn áp suất của chất lỏng sau máy bơm. Phương án sử dụng máy bơm nhiều pha cũng có thể được áp dụng trên RP-3. Hạn chế của nó so với việc sử dụng máy bơm NPS hiện nay là lượng điện năng tiêu thụ cho máy bơm nhiều pha sẽ rất lớn. - Trên RC-2 và RP-1 trang bị buồng phóng và thu nhận thoi. Từ những giải pháp đưa ra ở trên và căn cứ vào điều kiện cụ thể của XNLD “Vietsovpetro”, giải pháp có tính khả thi nhất có thể áp dụng được là tăng định lượng hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc. Các giải pháp khác hiện đang trong thời kỳ nghiên cứu và chưa có kết quả rõ ràng. Tất cả những giải pháp đảm bảo an toàn khả năng vận chuyển của đường ống đang được áp dụng cho đường ống RP-3=>RP-1 hiện nay, sẽ vẫn có giá trị cho đường ống mới RP-3=>RP-2. Như vậy, sau khi đưa giàn trung tâm RP-2 vào vận hành, thì dầu khai thác trên khu vực Đông nam sẽ được thu gom, tách khí, không cần tiến hành tách nước và được bơm về giàn RP-2 để xử lí. Trong trường hợp vận chuyển sản phẩm từ RP-3 về RP-2 dưới dạng hỗn hợp dầu khí thì quá trình tách khí sẽ diễn ra trên RP-2, còn việc xử lí tiếp theo có thể được thực hiện trên RP-2 hoặc về tàu chứa (UBN). 3.2. Giải pháp hợp lý để thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi 3.2.1. Tính cấp thiết trong việc thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi Chúng ta đều biết, dầu khí của Việt Nam chủ yếu được khai thác ở các mỏ ngoài khơi như mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Đại Hùng, Sư Tử Đen…Tính đến thời điểm hiện tại, lượng dầu thô khai thác được ở hai mỏ Bạch Hổ và Rồng là trên 160 triệu tấn. Hiện nay sản phẩm khai thác từ hai mỏ này đã giảm xuống, tuy nhiên khả năng làm việc của các thiết bị còn tốt. Trong vài năm qua, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam đã phát hiện và đưa vào khai thác nhiều mỏ mới như: Nam Rồng - Đồi Mồi, Cá Ngư Vàng, Tê Giác Trắng…, tuy nhiên trữ lượng dầu khí ở các mỏ này chỉ ở mức độ khiên tốn. Từ thực tế khai thác dầu ở trên thế giới cho thấy, nếu như sản phẩm khai thác hàng ngày ở một mỏ không lớn hơn 3000 Thùng/ngày thì việc kết nối hệ thống khai thác ở mỏ đó với các mỏ lớn lân cận là cách làm hiệu quả nhất. Mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi nằm ở phía Nam khu vực mỏ Rồng, cách giàn RP-1 mỏ Rồng 18 km. Hiện tại sản phẩm khai thác hàng ngày trên RP-1 khoảng 150 Thùng/ngày. Theo thiết kế thì khả năng làm việc của các thiết bị ở đây có thể xử lý được khoảng 5000 Thùng/ngày. Trong khi đó theo ước tính sản phẩm khai thác lớn nhất trong ngày ở khu vực mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi khoảng 3600 m3/ngày và nhỏ nhất là 500 m3/ngày. Xuất phát từ thực tế như vậy, nên giải pháp kết nối mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi với mỏ Rồng là cách làm mang lại hiệu quả cao. Tức là sản phẩm khai thác ở mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi sẽ được vận chuyển về mỏ Rồng để xử lý, sau đó sẽ hòa cùng với sản phẩm khai thác tại đây để vào hệ thống thu gom vận chuyển chung. Việc kết nối mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi với mỏ Rồng thành công sẽ mở ra cơ hội cho vấn đề khai thác các mỏ dầu có trữ lượng nhỏ ở khu vực thềm lục địa Việt Nam. Khi kết nối với hệ thống thu gom của mỏ Rồng thì sẽ này sinh những vấn đề phức tạp đó là hiện tượng lắng đọng parafin và cấc tạp chất trong đường ống. Bởi vì dầu ở khu vực Nam Rồng – Đồi Mồi có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt cao. Các kết quả phân tích cũng cho thấy năng lượng vỉa ở tầng móng khu vực Nam Rồng - Đồi Mồi là thấp. Chính vì vậy việc đảm an toàn để thu gom và vận chuyển sản phẩm của mỏ sẽ là vấn đề mang tính thời sự và có ý nghĩa thực tiễn cao. 3.2.2. Các phương án thu gom hỗn hợp dầu khí ở khu vực Nam Rồng - Đồi Mồi Hiện tại trên khu vực mỏ dự kiến xây dựng hai công trình biển theo các phương án sau: - 1 giàn cố định (MSP) và 1 giàn nhẹ (BK) (phương án 1 và 2); - 2 giàn nhẹ (BK) (phương án 3). Trong khuôn khổ đồ án em chỉ xin nghiên cứu, tính toán về phương án 1 giàn cố định và 1 giàn nhẹ (phương án 1 và 2). Theo như phương án này, trên khu vực mỏ dự kiến xây dựng 01 giàn cố định (MSP) RP-4 tại điểm có giếng khoan thăm dò R-20 và R-25 và 01 giàn nhẹ (BK) RC-DM tại điểm có giếng khoan thăm dò DM-2X. Khi đó trên RC-DM sẽ khoan và lần lượt đưa vào khai thác 11 giếng (bao gồm cả hai giếng đã thăm dò). Trên RP-4 quá trình khoan cũng sẽ được tiến hành đồng thời trong khoảng thời gian tương tự, nhưng sẽ đưa vào khai thác từ năm thứ 5. Theo như kế hoạch, những giếng đầu tiên trên RC-DM sẽ được đưa vào khai thác từ năm thứ nhất và những giếng cuối cùng vào năm thứ 3 đối với phương án không bơm ép, hoặc năm thứ 4 cho phương án bơm ép duy trì áp suất vỉa. 3.2.2.1 Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành Cho đến thời điểm đưa RP-4 vào vận hành sản phẩm khai thác trên RC-DM sẽ được vận chuyển về RP-1 hoặc RP-3 của mỏ Rồng để tách khí và sau đó bơm về tàu chứa (UBN). Sơ đồ vận chuyền sản phẩm RC-DM được trình bày theo các phương án sau: - Sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển qua RP-4 tới RP-1 để tách khí và bơm đến UBN. Để thực hiện việc này thì cần phải xây dựng các đoạn đường ống bọc cách nhiệt mới RС-DМ ->RP-4-> RP-1 với tổng chiều dài 13,5 km (hình 3.2). - Sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển qua RP-4 về RP-3 để tách khí và bơm đến UBN. Để thực hiện việc này thì cần phải xây dựng các đoạn đường ống bọc cách nhiệt mới RС-DM -> RP-4, chiều dài 3,5 km và RP-4 -> RP-3, chiều dài 16 km (hình 3.3). Hình 3.2. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RС-DМ ->RP-4-> RP-1 Hình 3.3. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4 vào vận hành RС-DМ ->RP-4-> RP-3 3.2.2.2 Giai đoạn sau khi đưa RP-4 vào vận hành Sau khi đưa RP-4 vào vận hành, sản phẩm khai thác trên RC-DM dưới dạng hỗn hợp dầu khí sẽ được vận chuyển về RP-4 để tách khí, sau đó ngoài được vận chuyển về RP-1 ta xét thêm khả năng vận chuyển theo các phương án sau: - Theo đường ống RP-4 -> RP-3, Ø 325*16 mm, L=16 km; - Theo đường ống RP-4 -> RP-2, Ø 325*16 mm, L=18 km; - Theo đường ống RP-4 ->UBN-3, Ø 325*16 mm, L=17 km; Sơ đồ vận chuyển sản phẩm thể hiện trên hình 3.4
 Hình 3.4. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm sau khi đưa RP-4 vào vận hành 3.2.3. Tính toán nhiệt thủy lực cho các phương án vận chuyển 3.2.3.1. Giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào vận hành * Phương án thu gom và vận chuyển sản phẩm về RP-1 (hình 3.2) Do có thể kết nối với đường ống vận chuyển của khu vực Nam trung tâm Rồng (RC-5) ở khoảng cách giữa RP-1 và RP-4 (8 km đến RP-1 và 5,5 km tới RP-4), nên trong các tính toán nhiệt thuỷ nhiệt học cần phải tính đến khối lượng dầu được khai thác ở khu vực này. Ngoài ra, các tính toán nhiệt thủy lực trong vận chuyển hỗn hợp sản phẩm từ RC-DM tới RP-1 dựa trên lưu lượng vận chuyển trong một ngày đêm lớn nhất là 3902 m3/ngđ, hàm lượng nước 2,5%, và 3425 m3/ngđ với hàm lượng nước 2,9%.