CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MỎ NAM RỒNG ĐỒI MỒI 1.1. Mỏ Nam Rồng Đồi Mồi Cấu tạo Nam Rồng – Đồi Mồi nằm trên diện tích hai lô có giấy phép hoạt động dầu khí riêng biệt trong Bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam: Mỏ Nam Rồng thuộc lô 091 do Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro điều hành, phát hiện năm 2005 và mỏ Đồi Mồi thuộc lô 093 do công ty ViệtNgaNhật (VRJ) phát hiện năm 2006. Với vị trí địa lý nằm sát kề mỏ Nam Rồng Đồi Mồi và Rồng thuộc lô 091 của Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro, lại có diện tích chồng lấn nên Mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi ra đời do chủ trương hợp nhất hai mỏ lại với nhau. Đây là mỏ dầu hợp nhất có cấu tạo phức tạp và việc thiết kế khai thác phải có một hoạch định kinh tế kỹ thuật riêng biệt mới có thể nâng cao hiệu quả phát triển mỏ. Nhận thấy việc hợp nhất mỏ để tận dụng tối đa nguồn lực, kinh nghiệm, hệ thống thu gom vận chuyển và xuất dầu, đảm bảo an toàn và hiệu quả khai thác sớm mỏ Nam Rồng Đồi Mồi, nhằm giảm thiểu chi phí về đầu tư, hình thành mô hình hợp nhất, phát triển và điều hành chung là cần thiết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chỉ đạo kết nối mỏ Nam Rồng Đồi Mồi vào hệ thống khai thác liên hoàn trên mỏ Nam Rồng Đồi Mồi và Rồng thuộc Lô 091. Ngày 26062009, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, OAO Zarubezhneft, Tổng công ty thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP), Công ty Dầu khí Nhật Bản Idemitshu CuuLong đã ký Thỏa thuận hợp nhất và phát triển mỏ Nam Rồng–Đồi Mồi tại Lô 091 và Lô 093. Trên cơ sở này, LD Vietsovpetro và Công ty dầu khí VRJ cùng Tổ tư vấn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã soạn thảo “Thỏa thuận điều hành chung mỏ Nam Rồng Đồi Mồi” trình tổ hợp nhà thầu nói trên xem xét, đàm phán và thỏa thuận được ký kết ngày 09122009. Tổ hợp nhà thầu đã chỉ định Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro là Nhà điều hành mỏ Nam Rồng Đồi Mồi. Thoả thuận đã bao quát các nguyên tắc điều hành chung, cũng như qui định trách nhiệm, nghĩa vụ và quyền lợi của Nhà điều hành. Trong đó qui định vai trò của VRJ là người đại diện, thực hiện trách nhiệm và nghĩa vụ của các Nhà thầu tổ hợp lô 093, bao gồm cả việc ký kết các thoả thuận dịch vụ với Vietsovpetro khi Vietsovpetro cung cấp dịch vụ cho mỏ Nam Rồng Đồi Mồi. Tiếp sau đó là các bên đã tiến hành đàm phán và ký các thỏa thuận như: Vận hành mỏ, Phân chia sản phẩm, Thỏa thuận bốc dầu, Thỏa thuận dịch vụ và các văn bản khác liên quan đến đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử, xây dựng mỏ, v.v...
Trang 1LỜI NÓI ĐẦU
Từ những năm 1986 khi ngành dầu khí đón dòng dầu khai thác đầu tiên, đến nay
ngành dầu khí quốc gia Việt Nam luôn đóng góp rất lớn vào ngân sách nước nhà
Và nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn và là chỗ dựa vững chắc cho sựnghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước Tuy nhiên dầu khí Việt Nam chủyếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam, độsâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích rộng Hiện nay nguồn dầu khíkhai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam vẫn đangtiếp 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, thu gom, xử lý và vận chuyển sao cho có hiệu quả là rất quantrọng, và Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi là một trong số đó
Được sự cho phép của bộ môn Khoan- Khai thác, khoa Dầu khí và trải qua quá
trình thực tập tại Phòng Nghiên cứu vận chuyển dầu khí- Liên doanh Vietsovpetro,dưới sự hướng dẫn của ThS Nguyễn Văn Thành, em đã chọn đề tài :“Tính toánthủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) về RP-1” Đồ án được chia thành 5 chương:
Chương 1: Tổng quan về Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
Chương 2: Tổng quan về hệ thống đường ống vận chuyển dầu
Chương 3: Dòng chảy của chất lỏng trong đường ống và tính toán công nghệ Chương 4: Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (MỏNam Rồng- Đồi Mồi) về RP-1
Chương 5: An toàn lao động và bảo vệ môi trường
Mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan đểxây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn hạn chế, nên đồ ánchắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm, góp ý của tất cảcác thầy giáo, cô giáo 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 06 tháng 06 năm
2016
Sinh viên
Trang 2Lê Chiến Thắng
Trang 3CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MỎ NAM RỒNG- ĐỒI MỒI
1.1 Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
Cấu tạo Nam Rồng – Đồi Mồi nằm trên diện tích hai lô có giấy phép hoạt độngdầu khí riêng biệt trong Bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam: Mỏ NamRồng thuộc lô 09-1 do Liên Doanh Việt - Nga Vietsovpetro điều hành, phát hiệnnăm 2005 và mỏ Đồi Mồi thuộc lô 0-93 do công ty Việt-Nga-Nhật (VRJ) phát hiệnnăm 2006
Với vị trí địa lý nằm sát kề mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và Rồng thuộc lô 09-1 củaLiên Doanh Việt Nga Vietsovpetro, lại có diện tích chồng lấn nên Mỏ Nam Rồng –Đồi Mồi ra đời do chủ trương hợp nhất hai mỏ lại với nhau Đây là mỏ dầu hợp nhất
có cấu tạo phức tạp và việc thiết kế khai thác phải có một hoạch định kinh tế - kỹthuật riêng biệt mới có thể nâng cao hiệu quả phát triển mỏ Nhận thấy việc hợpnhất mỏ để tận dụng tối đa nguồn lực, kinh nghiệm, hệ thống thu gom vận chuyển
và xuất dầu, đảm bảo an toàn và hiệu quả khai thác sớm mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi,nhằm giảm thiểu chi phí về đầu tư, hình thành mô hình hợp nhất, phát triển và điềuhành chung là cần thiết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chỉ đạo kết nối mỏ NamRồng - Đồi Mồi vào hệ thống khai thác liên hoàn trên mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi vàRồng thuộc Lô 09-1
Ngày 26/06/2009, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, OAO Zarubezhneft, Tổng công
ty thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP), Công ty Dầu khí Nhật Bản IdemitshuCuuLong đã ký Thỏa thuận hợp nhất và phát triển mỏ Nam Rồng–Đồi Mồi tại Lô09-1 và Lô 09-3
Trên cơ sở này, LD Vietsovpetro và Công ty dầu khí VRJ cùng Tổ tư vấn củaTập đoàn Dầu khí Việt Nam đã soạn thảo “Thỏa thuận điều hành chung mỏ NamRồng - Đồi Mồi” trình tổ hợp nhà thầu nói trên xem xét, đàm phán và thỏa thuậnđược ký kết ngày 09/12/2009
Tổ hợp nhà thầu đã chỉ định Liên Doanh Việt Nga Vietsovpetro là Nhà điều hành
mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi Thoả thuận đã bao quát các nguyên tắc điều hành chung,cũng như qui định trách nhiệm, nghĩa vụ và quyền lợi của Nhà điều hành Trong đóqui định vai trò của VRJ là người đại diện, thực hiện trách nhiệm và nghĩa vụ củacác Nhà thầu tổ hợp lô 09-3, bao gồm cả việc ký kết các thoả thuận dịch vụ vớiVietsovpetro khi Vietsovpetro cung cấp dịch vụ cho mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi Tiếp sau đó là các bên đã tiến hành đàm phán và ký các thỏa thuận như: Vậnhành mỏ, Phân chia sản phẩm, Thỏa thuận bốc dầu, Thỏa thuận dịch vụ và các văn
Trang 4bản khác liên quan đến đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử, xâydựng mỏ, v.v
Tổ hợp các bên tham gia đã triển khai lập dự án khai thác sớm, lên phương án, kếhoạch thiết kế và xây dựng mỏ Vietsovpetro đã khẩn trương xây dựng 2 giàn khoankhai thác RC-4 và RC-DM, cải hoán giàn RP-1, xây dựng 122 km hệ thống đườngống ngầm nội mỏ, khoan và hoàn thiện các giếng khai thác… Với kinh nghiệm thực
tế quý báu, Vietsovpetro đã hoàn thành toàn bộ khối lượng công việc khổng lồ nàytrong thời gian 15 tháng Đây là công trình dầu khí biển có tốc độ xây dựng nhanhnhất trên thềm lục địa Việt Nam
Ngày 29/12/2009, vào lúc 11h15’, Vietsovpetro đã tiến hành gọi dòng ở giếngkhoan DM-2X Giếng khoan cho dòng dầu tự phun với lưu lượng 525 tấn/ngày(3940 thùng/ngày) ở côn 21 mm
Ngày 26/1/2010, dòng sản phẩm thương mại đầu tiên của mỏ Nam Rồng - ĐồiMồi được công bố và đến ngày 29/1/2010 bắt đầu triển khai các dịch vụ tiếp theo.Như vây, toàn bộ quá trình thăm dò cũng như đàm phán hợp nhất mỏ, khai thácchung, điều hành chung, xây dựng các công trình biển, xây dựng đường ống ngầm,hoàn thiện giếng, gọi dòng các giếng khoan và đưa vào khai thác được thực hiện vàhoàn tất trong vòng 3 năm (2007-2009), là một kỷ lục mới về tốc độ triển khai vàphối hợp thực hiện giữa các bên nhà thầu với sự hỗ trợ tích cực của Chính phủ ViệtNam, Bộ Công thương, Bộ Kế hoạch-Đầu tư và Đại diện trực tiếp của nước chủ nhà
là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
Vượt qua bao khó khăn ban đầu từ công việc kết nối hợp nhất và vận hành khaithác sớm mỏ hợp nhất Nam Rồng- Đồi Mồi, sản lượng dầu khai thác trong các nămvẫn được duy trì tốt nhờ vào sự lao động sáng tạo của tập thể công nhân viênViesovpetro và VRJ Để có được sản lượng ổn định, Vietsovpetro đã không ngừng
áp dụng nhiều giải pháp kỹ thuật công nghệ như: Xử lý vùng cận đáy giếng khoan,
xử lý lắng đọng paraffin trong thành giếng khoan, hoàn thiện công nghệ thu gomdầu, áp dụng phương pháp khai thác gaslift, tối ưu hoá chế độ giếng, duy trì áp suấtvỉa bằng bơm ép…
Năm 2010 khai thác được 122.306 tấn, năm 2011 là 290.472 tấn, năm 2012 là298.237 tấn và 8 tháng đầu năm 2013 là 164.066 tấn Từ khi bắt đầu khai thác đếnnay, Vietsovpetro đã có hơn 520.000 giờ làm việc liên tục an toàn
Vào lúc 17h05 ngày 04 tháng 09 năm 2013, tấn dầu thứ một triệu đã được khaithác từ mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Đây là kết quả đánh dấu sự thành công của ý
Trang 5tưởng hợp nhất và điều hành chung Điều đó cũng khẳng định Vietsovpetro có đầy
đủ tiềm lực, tiềm năng to lớn về con người, kinh nghiệm, thiết bị và công nghệtrong việc thiết kế, xây dựng các công trình biển và vận hành trong khai thác dầukhí Thành công này mở ra một hướng đi, mô hình hợp tác hiệu quả mới: đó là môhình hợp nhất, phát triển và điều hành chung mỏ Dự án Nam Rồng – Đồi Mồi giúpVietsovpetro có thêm các phương án trong việc hoạch định chiến lược phát triển sảnxuất kinh doanh trong tương lai Cụ thể là có thể sử dụng mô hình này trên cơ sởhợp tác của các nhà thầu dầu khí đang hoạt động vùng lân cận lô 09-1 và 09-3
Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi
Trang 61.2 Tính chất hóa lý của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
TầngOligoxendưới
Tầngmóng
05 Nhiệt độ bão hòa parafin - 0C 56,1 59,9 58,6 59,4
06 Nhiệt độ chảy parafin - 0C 58,4 57,0 57,5 57,2
- Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi thuộc loại nhẹ, trọng lượng riêng nằm trongkhoảng giới hạn 0,830 ÷ 0,850 Dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có tỷ trong0,8319 ( 38,60API ) Dầu càng nhẹ tổng hiệu suất sản phẩm trắng xăng, dầu hỏa,dầu DO càng nhiều Đối với dầu thô Việt Nam tổng hiệu suất sản phẩm trắng chiếm
từ 50 ÷ 69% trọng lượng dầu thô
- Dầu thô Việt Nam là loại dầu thô sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh(chiếm 0,031% ở tầng móng), rất ít kim loại nặng và hợp chất của nitơ
Trang 7+ Hàm lượng lưu huỳnh ít nên có thể đốt trực tiếp mà không gây ô nhiễmmôi trường.
+ Hàm lượng các chất nitơ trong dầu ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi là 0,067% làrất thấp
+ Kim loại nặng: tổng hàm lượng kim loại độc như Niken và Vanadiumtrong dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi chí có 1,1 ppm, trong khi dầu thô nhiềunơi khác chứa gấp nhiều lần
- Dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có hàm lượng nhựa hắc ín rất lớn (chiếm2.26%) Do vậy nó ảnh hưởng rất lớn đến tính bám dính và khả năng làm bền vữngnhũ tương ở trong dầu, tăng độ nhớt, lắng đọng
- Nhiệt độ đông đặc dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có nhiệt độ đông đặccao khoảng 29 ÷ 340C, hàm lượng parafin trong dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi rấtlớn khoảng 20 ÷ 25% Trong khi đó nhiệt độ môi trường quá thấp khoảng 23 ÷ 240C
đã làm cho dầu thô mất hẳn đi tính linh động, do vậy xuất hiện nhiều khó khăntrong vận chuyển, tồn chứa, bốc rót Đây là nhược điểm chính của dầu thô ViệtNam
- Độ nhớt là thông số hết sức quan trọng, nó thể hiện bản chất của chất lỏng.Trong dòng chảy luôn luôn tồn tại các lớp chất lỏng khác nhau về vận tốc, các lớpnày tác dụng tương hỗ lên các lớp kia theo phương tiếp tuyến với chúng Lực này
có tác dụng làm giảm tốc độ với các lóp chảy chậm, ta gọi là nội ma sát Kết quảthực nghiệm xác định độ nhớt của dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi trong bảng 1.2 Ngoài ra người ta còn xác định độ nhớt của dầu theo công thức thực nghiệm :
a d
d a d
b
b
µ
µµ
).
1 ( 4 1
.
− +
Trang 838oC < t ≤ 38oC µ = 3,74*e0,8*t
t < 30oC µ = 10,2*e0,16*t
- Trọng lượng riêng của dầu : Trọng lượng riêng của dầu phụ thuộc nhiều vào
độ nhớt của dầu Trong suốt quá trình vận chuyển dầu, nhiệt độ thay đổi dọc theotuyến ống ( do có sự trao đổi nhiệt với môi trường ) làm trọng lượng riêng của dầuthay đổi Trọng lượng riêng dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi ở 20oC là γ20 = 840( kg/m3 )
1.2.2 Tính chất lưu biến của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
Bảng 1.3 : Tính chất lưu biến của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi trước và sau khi
Ứng suất trượtđộng, Pa
Độ nhớt dẻo,Pa.S
mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi đã được xử lý như bảng 3.3
Vì vậy không thể bơm dầu khi chưa được xử lý hóa phẩm, do công suất của máybơm không thể đáp ứng được công suất cần vận chuyển của dầu thô chưa xử lý
1.2.2 Lắng đọng parafin:
Dầu thuộc khu vực mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi khi chưa qua xử lý hóa phẩm có vậntốc lắng đọng cao hơn rất nhiều so với khi đã xử lý hóa phẩm và khi tăng nhiệt độcủa dầu thô lên thì vận tốc lắng đọng parafin cũng giảm nhanh
Bảng 1.4: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro
Trang 9Bảng 1.5: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ của Vietsovpetro (đã xử lý hóa phẩm ở
nhiệt độ 80 o C, định lượng 1000 ppm, thời gian thử nghiệm 7÷8h)
Đường ống vận chuyển dầu khí đầu tiên được xây dựng ở nước Mỹ để vậnchuyển dầu thô Trải qua hàng trăm năm phát triển, việc sử dụng đường ống dẫndầu, khí, và các sản phẩm dầu mỏ khác đã chứng minh được tính ưu việt về kinh tế,
sự hoạt động tin cậy, ổn định, thân thiện với môi trường của đường ống vận chuyển
so với các hình thức vận chuyển khác Hệ thống thu gom dầu khí liên kết nhiềugiếng khai thác tại các khu vực xa xôi Nó phân phối dầu và khí cho các vùng dân
cư, hộ tiêu thụ, các doanh nghiệp, nhà máy nhiệt điện, nhà máy đạm, Đường ốngvận chuyển dầu đa dạng cả ở trên đất liền, ngoài biển, trong nhà máy hóa học, trênđịa hình đồi núi Đường ống dẫn vận chuyển dầu, khí từ biển vào trong đất liền dàihàng trăm kilômet
Trang 10Nhu cầu tiêu thụ sản phẩm dầu khí tăng nhanh kéo theo đó là các dự án khai thácdầu khí trên biển Trên thế giới các tuyến ống đã được xây dựng trên vịnh Mêxico,biển Bắc, Địa Trung Hải, Australia, Đông Nam Á, Mỹ La Tinh… với quy mô, độsâu nước lớn, kích thước đường ống tăng cùng với sự phát triển của khoa học kỹthuật.
Tại Việt Nam, tuyến ống đầu tiên được lắp đặt bởi xí nghiệp liên doanhVietsovpetro khi xây dựng mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi Đến nay, trên thềm lục địanước ta đã có hàng ngàn kilômet đường ống các loại, trong đó có cả đường ốngmềm và các đường ống có kích thước lớn đưa khí vào bờ với chiều dài lên đến vàitrăm kilômet
Ngày nay trong các ngành sản xuất công nghiệp, đường ống và bể chứa nóichung được sử dụng rộng rãi ở nhiều phạm vi khác nhau Nó có tác dụng quan trọngtrong việc vận chuyển và cất giữ các sản phẩm công nghiệp mà thiếu nó thì quátrình tự động hoá của một số ngành công nghiệp sẽ gặp nhiều khó khăn, thậm chíkhông thực hiện được Đường ống bể chứa có nhiều loại kết cấu, kích thước vàphạm vi sử dụng khác nhau, do đó chúng phải được thiết kế, chế tạo lắp giáp trên cơ
sở có căn cứ kỹ thuật, đảm bảo cho hệ thống hoạt động được an toàn, và đạt hiệuquả cao trong sử dụng
Đối với ngành công nghiệp Dầu khí, việc vận chuyển các sản phẩm khai thác từtrên mặt đất (miệng giếng) đến các điểm cất chứa sản phẩm thương mại được thựchiện bằng hệ thống đường ống vận chuyển Mọi tuyến ống phải được tính toán thiết
kế cẩn thận trên cơ sở tính toán bền, nhiệt và tính toán công nghệ, đảm bảo cho quátrình vận hành được an toàn Một tuyến ống bao gồm các đoạn đầu nối và phụ kiệnlắp đặt kèm theo
Toàn bộ qúa trình thu gom xảy ra trên mặt đắt, được bắt đầu từ miệng giếng đếncác trạm chứa, xuất sản phẩm thương mại Hệ thống thu gom có các nhiệm vụ:
- Tập hợp sản phẩm từ các giếng riêng rẽ, từ các khu vực trong mỏ lại với nhau,
đó là nhiệm vụ thu gom
- Đo lường chính xác về số lượng và chất lượng của các thành phần trong sảnphẩm khai thác theo những mục đích khác nhau
Trước hết, chất lưu vỉa ngay khi ra khỏi miệng giếng, trước khi gộp với cácgiếng khác, ta phải biết năng suất chung của giếng, năng suất riêng của từng pha:dầu, khí, nước nhằm để biết được biết được tình trạng của vỉa, tình trạng của giếng,
sự khác biệt so với các chỉ tiêu thiết kế, từ đó điều chỉnh kịp thời chế độ khai thác
Trang 11cho phù hợp Việc đo lường này thực hiện theo định kỳ cho mỗi giếng, thời hạn tuỳtheo mức độ phức tạp Để việc đo lường chính xác thì trước hết phải tách riệng cácpha, thông qua bình tách đo Ở công đoạn này, nhiệm vụ chủ yếu là xác định sốlượng và tỷ lệ pha.
Khi sản phẩm luân chuyển trong hệ thống thu gom, phải qua các thiết bị côngnghệ để xử lý thì cùng với việc đo số lượng, cần phải thực hiện việc kiểm tra chấtlượng, chủ yếu là hàm lượng các tạp chất có trong mỗi loại sản phẩm
Ở giai đoạn cuối cùng, tương tự như trên, chất lượng phải được kiểm tra chặt chẽtheo chỉ tiêu trước khi xác định số lượng sản phẩm thương mại
- Xử lý chất lưu khai thác thành các sản phẩm thô thương mại
Chất lưu khai thác còn gọi là chất lỏng giếng, khai thác lên là một hỗn hợp:dầu - khí - nước, bùn cát Trong đó còn có các hoá chất không phù hợp với yêu cầuvận chuyển và chế biến như CO2, H2O, các loại muối hoà tan hoặc không tan Nênviệc thu gom phải bảo đảm tách các pha, trước hết là tách khí, tách nước, tách muốihoà tan hoặc không hoà tan Nên việc thu gom phải bảo đảm tách các pha, trước hết
là tách khí, tách nước, tách muối; sau đó mỗi pha phải được tiếp tục xử lý
Đối với pha khí, sau khi ra khỏi thiết bị tách còn mang theo một tỷ lệ các thànhphần nặng (từ propan trở lên), mang theo nước tự do ngưng tụ hoăc hơi nước và cábiệt còn có thể chứa các khí chua Vì vậy, trước khi vận chuyển đi xa, phải xử lý đểthu hồi các thành phần nặng, giảm giá thành vận chuyển và đặc biệt tránh các sự cố(tắc nghẽn, ăn mòn) đường ống và thiết bị công nghệ
Riêng pha nước, thường được gọi là nước thải của công nghiệp dầu mỏ mà chủyếu là nước vỉa, trước khi thải ra môi trường, hoặc tái sử dụng (để ép vỉa, làmnguyên liệu cho công nghiệp hoá) cũng cần phải xử lý trước hết là lọc sạch cácváng dầu
Để xử lý dầu thương mại, cần tiếp tục tách nước, tách muối và các tạp chất cơhọc
Vì vậy, một hệ thống thu gom phải thoả mãn các yêu cầu sau đây:
- Việc đo lường phải chính xác kể cả số lượng lẫn chất lượng Mức độ chính xácphụ thuộc vào thiết bị đo theo nguyên tắc trực tiếp hoặc gián tiếp, vào giá trị tuyệtđối và mức độ dao động của chúng khi đó
- Sự hao hụt các sản phẩm dầu khí có thể do bay hơi các thành phần nhẹ, do rò
rỉ qua đường ống và thiết bị công nghệ cho nên một yêu cầu khác là phải hạn chế tôi
đa sự tổn hao, có thể lên tới 3÷5%
Trang 12- Việc xử lý phải đạt tiêu chuẩn cao nhất theo yêu cầu thương mại.
- Phải đạt chỉ tiêu kinh tế đầu tư vận hành
Có tính vạn năng hoặc mức độ thích ứng cao Trong quá trình phát triển mỏ,một phần năng suất dầu sẽ biến động: gia tăng, ổn định và suy giảm Mặt khác,thành phần chất lưu cũng biến động: độ ngậm nước sẽ tăng, đến giai đoạn cuối cóthể đạt trên 90% Tỷ lệ khí sẽ ổn định, gia tăng rồi sẽ giảm dần Do vậy ở các giaiđoạn khác nhau, công suất vận chuyển và tính năng thiết bị công nghệ phải thay đổicho phù hợp Yêu cầu của thiết kế dự án là làm sao cho sự thay đổi là ít nhất
- Có mức độ tự động hoá cao, đặc biệt là các khâu đo lường sản phẩm và vậnhành hệ thống kiểm soát khoá, van, thông số thiết bị
Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tố tự nhiên và khảnăng kỹ thuật, gồm có: khả năng mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu của vùng, nănglượng (áp suất, nhiệt độ) vỉa, tính chất lý hoá của chất lưu Về phương diện lỹ thuậtphải căn cứ vào nguyên tắc, sơ đồ hệ thống đã lựa chọn, các phương pháp tác độngvào vỉa và giá trị áp suất miệng giếng khi khai thác
Để hoàn thành chức năng của hệ thống bao gồm sử lý sản phẩm, việc tách pha,tiếp tục xử lý dầu - khí - nước cho đạt yêu cầu môi sinh và thương mại phải sử dụngcác thiết bị công nghệ: bình tách, bể lắng, lọc, thiết bị hấp thụ
Để vận chuyển cần có hệ thống đường ống (xả, gom, công nghệ) cùng với cáctrạm bơm, nén khí Sơ đồ vận chuyển xuất phát từ các miệng giếng theo đường ống
xả đến các trạm khu vực, thường là các giàn hoặc các cụm đầu giếng, thu gom cácgiếng trong phạm vi 2÷3 km , có tính năng tương tự nhau Tại các trạm này nhiệm
vụ hàng đầu là đo lường cho các giếng, sản phẩm được tách khí, nước: được xử lý
sơ bộ trước khi đến các trạm xử lý chung
2.2 Công dụng, thành phần , phân loại
Trang 13- Dùng để vận chuyển khí thiên nhiên và nhân tạo từ nơi sản xuất (khai thác)đến nơi tiêu thụ.
- Dùng dể vận chuyển dầu và các sản phẩm dầu từ nơi khai thác đến các nơi tiêuthụ (các kho chứa, nhà máy chế biến, các trạm cung cấp, các nhà máy xí nghiệp ) Dầu và khí sau khi được khai thác từ vỉa sẽ được vận chuyển qua hệ thống đườngống tới các trạm xử lý dầu và khí, sau đó được chuyển tới các trạm cất chứa Dầuthô sau khi được xử lý sẽ vận chuyển vào các đường ống tới các trạm cất chứa Cácphần chuyển tiếp khi vượt qua các chướng ngại vật thiên nhiên và nhân tạo Dọctheo tuyến ống người ta cho lắp đặt các thiết bị truyền dẫn tín hiệu, các tram bảo vệ,các thiết bị chống ăn mòn điện hoá Ngoài ra dọc theo tuyến ống dẫn khí người tacòn lắp đặt thêm các trạm nén khí, các trạm phân phối khí Khoảng cách giữa cáctrạm nén khí từ 120÷150km
2.2.2 Thành phần
Hệ thống đường ống là sự kết hợp của một vài chi tiết của các thiết bị mà chúngđược kết hợp lại với nhau để vận chuyển dầu, khí, và các sản phẩm dầu mỏ từ vùngnày đến vùng khác Thành phần chủ yếu của công trình đường ống bao gồm: Côngtrình đường ống và công trình phụ trợ
* Công trình đường ống:
- Trạm cung cấp đầu sản phẩm vào và trạm nhận sản phẩm
- Đường ống chính, đường ống nhánh (kể cà các đoạn ống có kích thước thayđổi, đoạn ống kép), trạm bơm trên tuyến
- Các gối đỡ, khối gia tải ống
- Các van chặn, van xả nước, xả khí, thiết bị ngưng tụ, thiết bị gia nhiệt
- Các đoạn vượt qua chướng ngại vật thiên nhiên và nân tạo Các đoạn có thiết
bị bù
- Các công trình chống trượt, sạt lở, xói mòn và lún
* Công trình phụ trợ
- Các trạm gác tuyến
- Các trạm bảo vệ điện hóa
- Đường dây thông tin liên lạc
- Đường giao thông phục vụ cho việc vận hành tuyến ống
- Đường dây và các trạm biến thế điện, trạm phát điện cung cấp cho các thiết bịđiều khiển trạm bơm và bảo vệ điện hóa
2.2.3 Phân loại
Trang 14Do yêu cầu đa dạng và tính chất làm việc phức tạp nên ống được phân loại theonhiều cách:
- Theo phương pháp lắp đặt: Ngầm dưới đất, ngầm dưới nước, trên mặt đất hoặcđược treo lên không
- Theo chất được chuyền tải: Dẫn nước, dẫn dầu, dẫn hỗn hợp Hoặc ống đượcchuyển động phân đoạn các chất khác nhau bằng các nút ngăn cách
- Theo đặc tính và trị số áp lực:
+ Theo đặc tính: Ta phân ra ống có áp và ống tự chảy (không áp)
Loại ống có áp lực, thông thường chất lưu lấp đầy tiết diện ống Trường hợpkhông lấp đầy thì có thể có áp lực, hoặc tự chảy Các ống lấp đầy thường là ống vậnchuyển dầu thương mại, ống thu gom nước, còn ống thu gom trong hệ thống kínthường không lấp đầy
Trong ống tự chảy, chuyển động thực hiện nhờ trọng lực, gây ra bởi chênhlệch cao trình ở hai đầu ống Lúc đó nếu dầu và khí chuyển động riêng rẽ, đườngống được xem là tự chảy tự do hoặc không áp, còn lúc không có pha khí được xem
là tự chảy có áp
+ Theo giá trị áp lực, ống được chia ra làm 2 cấp :
· Cấp 1: Đối với ống có áp suất lớn hơn từ 25 ÷ 100 daN/cm2
· Cấp 2: Đối với ống có áp suất lớn hơn từ 12 ÷ 25 daN/ cm2
- Theo nhiệt độ chất chuyển tải, ta chia ra ống lạnh (≤ 0 0C ), ống nhiệt (>50
C
0 ) và ống bình thường
- Theo đường kính, ống dẫn được chia làm 5 cấp:
+ Cấp 1: Đối với ống có đường kính từ 1000 ÷ 1400mm
+ Cấp 2: Đối với ống có đường kính từ 500 ÷ 1000mm
+ Cấp 3: Đối với ống có đường kính từ 300mm đến nhỏ hơn 500mm
+ Cấp 4: Đối với ống có đường kính bé hơn 300mm
- Theo chức năng ta chia ra ống xả (từ miệng giếng tới bình tách đo), ống gomdầu, gom khí, gom nước và ống dẫn dầu thương mại
- Theo sơ đồ thuỷ lực, ống được xem là đơn giản nếu như không phân nhánh vàđường kính không thay đổi và ống phức tạp
- Theo độ dốc thủy lực, ống được xem là đơn giản nếu như không phân nhánh,đường kính thay đổi, và ống phức tạp
- Theo mức độ ăn mòn của chất chuyển tải ta phân chia ra ống cho môi trườngkhông ăn mòn, ít ăn mòn (nếu như tính chất lám gỉ ống thép cacbon ≤ 0,1 mm/năm)
Trang 15ăn mòn trung bình (0,1 ÷ 0,5mm/năm) và ăn mòn cao (> 0,5mm/năm) Khi chuyểntải các chất lưu ăn mòn, người ta thường dùng ống thép cacbon có bề dày lớn hơnquy chuẩn, thép hợp kim, ống phi kim hoặc có biên pháp bảo vệ phía trong.
2.3 Vật liệu chế tạo.
Trong công nghiệp dầu khí, theo vật liệu người ta chia ra ống cứng và ống mềm.
Ống cứng được chế tạo từ thép cacbon, thép không gỉ, thép hợp kim Ngoài ra, tuỳtheo yêu cầu đặc biệt, ta có thể dùng các vật liệu khác như gang, kim loại màu:đồng, nhôm, titan , ống phi kim: bê tông, bê tông cốt thép, thuỷ tinh sứ gốm Ốngmềm chế tạo từ chất dẻo, cao su, sợi kim loại
Ống thép chiếm tỷ lệ cao nhất Thép ống có yêu cầu nhất định về tính cơ lý và về
thành phần hoá học, nhất là hàm lượng lưu huỳnh và phốt pho cùng với các tạp chấtkhác Thông thường người ta sử dụng thép hợp kim thấp, chịu gia công nhiệt và cóthể được thường hoá
Đối với các môi trường ăn mòn, ta phải sử dụng loại thép chịu ăn mòn cao vàthành phần hoá học cũng đòi hỏi khắt khe hơn
Theo tiêu chuẩn API, các loại thép thông thường mác 40 ÷ 110 có giới hạn chảycực tiểu 28 ÷ 77 và cực đại từ 56 ÷ 98kG/mm2 và bền kéo tối thiểu từ 42 ÷88kG/mm2 Hàm lượng phốt pho cực đại 0,04 ÷ 0,11%, lưu huỳnh từ 0,06 ÷0,065%
Với thép chịu ăn mòn, thành phần cực đại các nguyên tố như bảng 2.1
Bảng 2.1: Thành phần % của thép chịu ăn mòn
Lò Điện,
Siêm Martin 0,5 1,9 0,15 ÷ 0,3 0,5 0,44 0,06 0,35 Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không quy chuẩn, có giớihạn chảy thấp nhất 67 ÷ 120 và cao nhất 77 ÷ 126, giới hạn bền kéo 77 ÷134KG/mm2, có hàm lượng cacbon thấp hưn 0,45%, mangan 1,3 ÷ 1,7%, Si 0,15 ÷0,3%, đựơc tôi, gam và thường hoá Các loại thép bền cao thường giòn, không phùhợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và khó gia công cắt gọt
Căn cứ vào yêu câu kỹ thuật, chế tạo, lắp giáp ống được chia ra năm loại I ÷ Vtheo điều kiên áp suất, nhiệt độ và 5 nhóm A, B, C, D, E theo tính chất môi trường(bảng 2.2)
Trang 16Để chế tạo ống, người ta dùng hai công nghệ chủ yếu là cán và hàn, đặc biệt cóthể đúc Ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề dày khôngđều và có độ ôval lớn Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kỹ thuật hàn thẳng,
để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc Bảng 1.3 cho thấy cácđặc tính ống công nghệ của Nga và phương pháp chế tạo
Trong các hệ thống phân phối khí, người ta thường dùng các vật liệu như sắt đúc,thép, polyetylen, polyamid và đồng Sắt đúc không dùng cho ống có áp lực trên200KPa, ống thép dùng cho trường hợp áp lực rất cao; ống polyetylen càng ngàycàng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế tạo theo công nghệ polymen hoáetylen, có trọng lượng riêng từ 0,91 đến 0,96, có thể xem là một vật liệu nhớt - dẻo
Có hai loại phổ biến cho ống dẫn khí la PE-80 (tới áp suất 420 KPa) và PE-100(tới700KPa) So với ống thép thì ống polyetylen bền với hoá chất, không bị ăn mòn, dễvận chuyển và kinh tế, nhưng không chịu được áp lực cao và khi nhiệt độ tăng thì
độ bền giảm Ống polyamit có tính chất tương tự như ống PE nhưng có giới hạnchảy, giới hạn bền, độ cứng và mật độ cao hơn, việc ghép nối không dùng phươngpháp hàn mà chỉ dán Đồng là một loại vật liệu tuổi thọ cao, dễ sử dụng song rất đắttiền nên chỉ dùng cho các mạng phân phối trong nhà, không dùng cho các ống dẫnchính
Trong khai thác và thu gom dầu khí, người ta còn dùng loại ống mềm để truyềndẫn từ một điểm cố định đến một điểm có khoảng cách không cố định mà thay đổitheo thời gian với một khoảng cách nhất định Chẳng hạn như từ miệng giếng ngầm(trên đáy biển) tới các dàn khai thác kiểu nổi, dẫn chất lưu từ ống cố định trên đáybiển lên tàu dầu hoặc truyền dầu từ tàu nọ qua tàu kia Ngoài ra, ống mềm còn dùnglàm ống nâng, ống kiểm soát miệng giếng ngầm
Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có hai loại chính, khác nhau vềmật độ phù hợp với hai điều kiện nổi trên mặt nước và chìm xuống đáy biển
Đường ống mềm có hai phần là các đầu nối bằng kim loại và phần thân ống Đầunối liên kết với thân nhờ keo dán chuyên dụng
Mặt cắt của thân ống mềm cứng từ ngoài vào trong thường có các lớp: lớp vỏPolyurethane, lớp vải, lớp kim loại - cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại lớpdây sợi thứ hai và lớp lưới kim loại - cao su
Trang 17Bảng 2.2 Phân loại ống theo điều kiện làm việc
Trang 18Bảng 2.3 : Đặc tính ống thép công nghệ do Nga sản xuất
TT Các loại ống
Kích thước của ống
Quy chuẩn
Đườngkính ngoài(mm)
Bề dầyống(mm)
Ống thép liền gia công
nóng băng thép không
gỉ
57 ÷ 325 3,5 ÷ 32 1,5 ÷ 10 ΓOTC 9940-72
10
Ống thép liền gia công
nguội và gia công nóng
bằng thép không gỉ
5 ÷ 250 0,2 ÷ 2,2 1,5 ÷ 9 ΓOTC9941-72
11 Ống thép hàn bằng
thép không gỉ 8 ÷ 102 1 ÷ 4 1,5 ÷ 8 ΓOTC 11068-64
Trang 19Bảng 2.4 : Độ nhám tuyệt đối của của một số loại ống, ∆ (mm)
0,150,8
0,160,62,0
0,8÷1,5
2÷4
0,050,150,51,0
8 Ống xi măng amiang
- Ống mới
- Ống cũ bình thường
0,05÷0,10,6
0,20,31,0
9 Ống bê tông
- Bề mặt chất lượng cao
- Bề mặt trung bình
0,150,5
Ghi chú: Ống cũ bình thường - ống sau vài năm sử dụng; ∆tb : Giá trị trung bình
Trang 20CHƯƠNG III: DÒNG CHẢY CỦA CHẤT LỎNG TRONG ĐƯỜNG ỐNG VÀ
TÍNH TOÁN CÔNG NGHỆ 3.1 Dòng chảy của chất lỏng trong ống
3.1.1 Chất lỏng Newton
Chất lỏng Newton là chất lỏng tuân theo định luật Newton
Dòng chảy của những chất lỏng tuân theo định luật Newton được biểu diễn bằngphương trình sau:
: Gradien vận tốc theo phương r thẳng góc với hướng dòng chảy, (S-1);
F: Lực nhớt trên bề mặt giữa hai lớp chất lỏng, xác định theo công thức:
Với:
S: Diện tích tiếp xúc giữa hai lớp chất lỏng trên đó xảy ra hiện tượng nội masát, (m2)
Từ phương trình (3.1) ta thấy quan hệ giữa ứng suất trượt τ và gradien vận tốc dr dv
là quan hệ tuyến tính, đường cong chảy là đường thẳng, độ nhớt của chất lỏngNewton là hệ số góc của đường thẳng này, không phụ thuộc vào gradien vận tốc,chỉ phụ thuộc vào loại chất lỏng, nhiệt độ và áp suất
µ = dvτdr
(3.3)
Mô hình chất dòng chảy chất lỏng Newton được mô tả bằng đường II1, hình 3.1a
Trang 213.1.2.1 Chất lỏng giả dẻo (mô hình Ostwald)
Chất lỏng giả dẻo có dòng chảy không tuân theo phương trình của Newton, độnhớt giảm nhanh khi gradien vận tốc tăng, chất lỏng có khả năng chảy ngay cả khiứng suất trượt rất nhỏ
Đường cong chảy (đường II2, hình 3.1a) của chất lỏng có xu hướng lồi về phíatrục τ Chất lỏng có tính chất dị thường đó gọi là giả dẻo Sự chảy của chất lỏng nàytuân theo mô hình của Ostwald:
τ=µ’
n dr
τ: Ứng suất trượt, (Pa);
µ: Độ nhớt, (Pa.S);
dv dr: Gradien vận tốc, (S-1);
n<1: Hệ số đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng;
3.1.2.2 Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham)
Chất lỏng nhớt dẻo là hệ cấu trúc mà trong đó pha rắn có cấu trúc mạng tinh thể
dày đặc (ví dụ như mạng tinh thể parafin) chỉ có khả năng tạo dòng chảy sau khimạng bị phá vỡ Sự chảy của loại này bắt đầu sau khi tác dụng lên chúng một ứngsuất trượt lớn hơn ứng suất giới hạn τ0 và sau khi bị phá vỡ cấu trúc chất lỏng tuântheo định luật Newton
Những chất lỏng đó tính nhớt – dẻo và dòng chảy tuân theo mô hình củaBingham:
Trang 22Chất lỏng Newton
Chất lỏng Dilatant
dr dv
0
µ
Trang 23II2: Chất lỏng giả dẻo (mô hình Oswald): τ = µ’
n dr
I3, II3: Chất lỏng có độ nhớt tăng dần
I2: Chất lỏng có độ nhớt giảm dần
Các nghiên cứu mô hình lưu biến của dầu mỏ chứng minh rằng ở thấp hơn nhiệt
độ đông đặc parafin, dòng chảy của dầu tuân theo mô hình của Bingham Sử dụng
mô hình Bingham trong nghiên cứu dầu nhiều parafin, độ nhớt cao đã được trìnhbày trong các công trình nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm của Mirzadzanzade,Gubin
Mô hình tổng quát cho các loại chất lỏng:
Khi τo = 0, n = 1, ta có mô hình Newton;
Khi τo = 0, ta có mô hình Ostwald;
Khi n = 1, ta có mô hình Bingham;
Qua nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và mỏNam Rồng- Đồi Mồi nhằm xác định vùng dị thường độ nhớt là yếu tố quan trọng đểxác định vùng mà ở đó dầu chuyển từ chất lỏng Newton sang chất lỏng phi Newton,đây là yếu tố chính gây tổn thất áp suất trong quá trình vận chuyển dầu khí, ta thấy: Khi nhiệt độ lớn hơn 400C dầu là chất lỏng Newton Thấp hơn nhiệt độ này dầubiểu hiện tính phi Newton và khi nhiệt độ càng giảm, tính chất này thể hiện càng rõ
Ở 220C (nhiệt độ thấp hơn của nước biển vùng cận đáy khu vực mỏ Nam Rồng- ĐồiMồi và mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) ứng suất trượt đạt giá trị rất lớn
Những số liệu ở bảng 3.1 và bảng 3.2 cho thấy dầu mỏ ở Xí nghiệp liên doanhVietsovpetro đang khai thác có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao, đường ống dẫndầu từ RC-DM về RP-1 được đặt ngầm dưới đáy biển, và không được bọc lớp cáchnhiệt với môi trường xung quanh Nhiệt độ trung bình của nước biển ở đáy biển daođộng khoảng 240C ÷ 260C, vận chuyển dầu trong những điều kiện như vậy có thểgây nên nguy cơ tắc đường ống cao do dầu bị đông đặc, bởi vậy trước khi vận
Trang 24chuyển dầu thô ta cần phải cải thiện tính lưu biến của nó để công việc vận chuyểnđược thuận lợi.
Nhiệt độ (T, 0C) Ứng suất trượt (τ, Pa) Hệ số mũ (n)
Bảng 3.3: Sự thay đổi độ nhớt của dầu ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi nhờ xử lý nhiệt
và hoá phẩm Sepaflux, Prochinor ở 80 0 C
Trang 25Từ những kết quả nghiên cứu xử lý dầu bởi hoá phẩm kết hợp với xử lý nhiệtđược tiến hành ở Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro trên máy đo độ nhớt, kết quảcho thấy ở bảng 3.3.
3.2 Tính toán công nghệ đường ống vận chuyển dầu
3.2.1 Tính toán bền cho đường ống
Chúng ta phải xác định được ngoại lực tác động lên đường ống khi làm việc rồichọn vật liệu và bề dày thích hợp để ống làm việc an toàn
Khi làm việc, ống sẽ chịu kéo nén do trọng lượng bản thân, do áp suất bơm, chịu
áp suất trong 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 Tuy nhiên, ống dẫnđược xem như là ống nằm ngang nên tải trọng kéo nén do trọng lượng bản thân cóthể bỏ qua
3.2.1.1 Tải trọng do áp suất trong ống
Là tải trọng quan trọng nhất đối với ống vận chuyển Để tính ứng suất do áp lựctrong gây ra, người ta thường dùng công thức Barlow cho tất cả các loại vật liệu vàcác ống có quy chuẩn khác nhau
σ: Ứng suất theo chu vi ống, (KG/cm2);
2 0
(3.7) Hoặc bề dày an toàn của ống phải là:
Trang 26(3.8) Trường hợp ống chịu cả hai áp suất trong Pi và ngoài Pe và thuộc vùng đàn hồi (
e i
P D
D D
P P
δδ
2 1
2 2
(3.9)
Áp suất cho phép trong ống thường có ba giá trị (theo TCVN 1287-72):
a 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 tínhbền của chúng ở nhiệt độ 200C
b Áp suất làm việc: giá trị lớn nhất để làm việc lâu dài ở nhiệt độ thực tế củamôi trường được vận chuyển Với ống thép, phạm vi này trong khoảng 0 ÷ 2500C,ống đồng, đồng thau từ 0 ÷ 1200C
c Áp suất thử: áp suất thử thuỷ lực bằng nước về độ bền, độ kín khi nhiệt độkhông vượt quá 1000C
3.2.1.2 Tải trọng do áp suất bên ngoài ống
Tải trọng do áp suất bên ngoài ống có tác dụng làm méo ống Áp suất này ít gâynguy hiểm cho ống dẫn, trừ trường hợp lắp ngầm sâu vào trong ống rỗng (không có
áp suất trong) Giá trị áp suất bóp méo ống được tính bằng lý thuyết và thựcnghiệm, các đường ống có độ ôvan nhất định, bề dày không đều Công thức lýthuyết quen thuộc do Sarkixốp đề xuất đã lưu ý đến hai đặc điểm trên:
Pd = 1,1.Kmin ( )
c c
ρ
K e
Trong đó:
E: Môđun young, E = 2,1.106 (KG/cm2);
σc: Giới hạn chảy của thép, (KG/cm2);
e: Độ ôvan của ống;
Trang 27e = 2.a b
b a
; ρ = min
0δδ
δo, δmin, δ: Bề dày trung bình, tối thiểu và định mức của thành ống, thôngthường với ống thép cán thì δo = 0,9 δ và δmin = 0,875 δ;
Công thức (2.25) thuần tuý lý thuyết, kết quả thấp hơn số liệu thí nghiệm từ 30 ÷
60%
Quy chuẩn API đề nghị áp dụng các công thức thực nghiệm có lưu ý đến độ ôvancủa ống trong giới hạn các sai số Khi xác định áp suất ngoài giới hạn (áp suất bópméo), người ta phân biệt hai trường hợp ống thành dày và ống thành mỏng căn cứ
δδ
(3.12) Trong vùng chuyển tiếp:
,2
δe
D
(3.13)
Trang 28Trong các công thức từ (3.11) đến (3.13), σc là giới hạn chảy của vật liệu, các giátrị Pd tính ra KG/cm2 Các giá trị tính toán lớn hơn 25 ÷ 30% so với công thứcSarkixốp.
3.2.2 Tính toán nhiệt
Khi vận chuyển trong đường ống, nhiệt độ của chất chuyển tải được truyền quaống ra môi trường nên nhiệt độ chất lưu sẽ giảm dần theo khoảng cách Với dầu, khinhiệt độ giảm, độ nhớt sẽ tăng, dẫn tới tổn hao ma sát lớn và tăng công suất vậnchuyển, nếu dầu có nhiều nhựa và parafin có thể gây ra sự đông đặc gây tắc nghẽn
và có thể dẫn tới phá huỷ đường ống Khi vận chuyển khí, nhiệt độ giảm sẽ dẫn tới
sự ngưng tụ các thành phần lỏng hoặc hình thành các chất ở thể rắn Việc tính toánnhiệt là xác định sự thay đổi nhiệt độ dọc theo tuyến ống để xác định vị trí có thểxảy ra hiện tượng nhiệt độ chất lỏng vượt quá giới hạn thiết kế hoặc khí bắt đầungưng tụ Từ đó, ta có các giải pháp phù hợp:
- Ngăn cản, giảm thiểu sự truyền nhiệt ra môi trường bên ngoài tức là giải quyếtbài toán về bảo ôn đường ống
- Nâng nhiệt độ chất chuyển tải đến giá trị an toàn, tức là bổ sung nhiệt cho chấtchuyển tải, thực chất là chọn vị trí đặt và công suất của các trạm gia nhiệt
- Dùng các giải pháp vật lý và hoá học để hạ thấp hoặc ngăn chặn sự ngưng tụchất khí hoặc đông đặc của chất lỏng
Viện sĩ Sukhốp (LB Nga) là một trong những người đầu tiên nghiên cứu về quyluật thay đổi nhiệt độ theo đường ống Ông đã tiến hành tính toán tổn thất nhiệt chođường ống dẫn dầu một pha ở chế độ ổn định cho trường hợp chung nhất Trêntuyến ống tại khoảng cách x, ta khảo sát một phân tố dx (hình 3.2) và xác định sựcân bằng nhiệt trong phân tố Tổn hao nhiệt của phân tố trong một đơn vị thời gianvào môi trường chung quanh là:
dq = K.(t – t0).π.De.dx (3.14) Trong đó:
t: Nhiệt độ chất lưu trong phân tố, (oC);
t0: Nhiệt độ môi trường, (oC);
π.De.dx: Bề mặt của phân tố bị làm lạnh, (m2);
K: Hệ số truyền nhiệt từ chất lỏng ra môi trường, (wat/m2.oC);
Hệ số truyền nhiệt K, thực tế khi chế độ chảy ổn định vẫn thay đổi theo chiều dài,nhưng không đáng kể (< 3%) nên có thể xem là hằng số
Trang 29Mặt khác, khi chảy qua phân tố dx, nhiệt độ sẽ giảm đi dt oC, do vậy tổn haonhiệt sẽ là:
Trong đó:
G: Tốc độ khối, (kg/s)
cp: Tỷ nhiệt dung, (joul/kg.0C)
Dấu – biểu thị nhiệt độ giảm theo chiều dài
Ở chế độ chảy ổn định, lượng nhiệt mất đi chính là lượng nhiệt được truyền vàomôi trường, do đó:
K.(t – t0).π.De.dx = - G.cp.dt (3.16)
Gộp các giá trị không đổi thành một hằng số chung là a = p
e c G
K D
π
, phương trình(3.16) trở thành:
- dt = a.(t – t0) π.dx (3.17) Giả sử chiều dài tuyến ống là L, nhiệt độ đầu vào tuyến là t1 và cuối tuyến là t2:
- ∫ = ∫
−
L t
t
dx a t t
dt
0 0 2
0 2 0
1
0
t t
t t L a t t
t t
e-a.L
Thay t2 bằng t:
t = t0 + (t1 – t0).e-a.x (3.18) Công thức (3.18) được gọi là công thức Sukhốp
Khi xét đoán một cách chi li, ta lưu ý là tổn hao do ma sát dọc tuyến ống sẽ biếnthành nhiệt, và nhiệt này sẽ bổ sung cho chất lưu:
e
Trang 30E: Đương lượng cơ học của nhiệt (1 Kalo = 427.9,81, Nm).
Hình 3.2 : Sự thay đổi nhiệt độ theo công thức Sukhốp
Với dầu nhiều parafin, quá trình làm lạnh sẽ có một số khác biệt từ nhiệt độ đầuống t1, đến vị trí có nhiệt độ kết tinh (đông đặc) của parafin, vẫn tuân theo quy luật(3.19) Trong phần đường ống xảy ra kết tinh parafin, tốc độ làm lạnh chậm lại dođược bổ sung nhiệt tách ra từ quá trình kết tinh, do đo ở phần này, sự biến thiênnhiệt độ theo khoảng cách sẽ tuân theo công thức Treenhikin:
t = t0 + c
k e
e
t t c G
x D K
χε
π
)1(
Z A a
e l l
p p
p
x
2
Trang 31tk: Nhiệt độ kết tinh của parafin, (0C);
l: Khoảng cách từ đầu tuyến (t1) đến vị trí parafin kết tinh (tk), xác định theocông thức (3.18);
ε: Số lượng parafin tách ra khi nhiệt độ giảm từ tk đến tx;
x: Khoảng cách tính từ đầu tuyến, x > 1;
χ: Nhiệt ẩn của quá trình kết tinh parafin;
Thực tế, một đường ống có bảo ôn thường gồm các lớp: ống thép, lớp chống ănmòn, lớp cách nhiệt và lớp bảo vệ, bài toán nhiệt phải tính toán chi tiết: truyền từđầu ống và từ ống lần lượt qua các lớp được đặc trưng bởi hệ số truyền nhiệt Ki
khác nhau và có bề dày khác nhau
3.2.3 Nhiệm vụ tính toán thuỷ lực
Nhiệm vụ tính toán thuỷ lực chiếm khối lượng lớn khi thiết kế các tuyến ống mớicũng như khi kiểm tra, sửa chữa các tuyến ống sẵn có cho phù hợp với yêu cầu cụthể Nhiệm vụ của tính toán là phải xác định một trong các thông số: khả năng vậnchuyển Q, áp suất đầu hoặc cuối tuyến ống P, đường kính D hoặc cả hai thông số P
và D Quan hệ giữa P và Q, P = f(Q) được coi là đặc tính của tuyến ống Các kếtquả tính toán phụ thuộc vào sơ đồ thuỷ lực, tính chất vật lý của chất được chuyểntải
Căn cứ vào sơ đồ thuỷ lực, người ta phân chia ra ống đơn giản chỉ bao gồm mộtcấp đường kính và không phân nhánh, còn ống phức tạp là tuyến có đường kínhthay đổi hoặc phân nhánh Loại ống đơn giản lại được chia ra ống dài và ống ngắn.Nguyên tắc phân chia là căn vào tỷ lệ giữa tổn hao cục bộ và tổn hao theo chiều dài.Thông thường khi tổn hao cục bộ bé hơn 10% tổn hao dọc đường thì được xem làdài và ngược lại Một tuyến ống phức tạp có thể được phân ra nhiều đoạn đơn giảncho nên việc tính toán cho ống đơn giản là cơ bản
Căn cứ vào tính chất chất lưu, người ta chia ra:
- Chất lỏng một pha (Newton, phi Newton)
- Chất khí một pha
