Mô phỏng đánh giá quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn thỏ trắng 03 về giàn msp 8 mỏ bạch hổ

Với phương án này, sản phẩm dầu khí sau khi được khai thác lên từ các giàn đầu giếng ở các mỏ nhỏ sẽ được vận chuyển thông qua hệ thống đường ống ngầm dưới biển đến hệ thống xử lý tại cá

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS Nguyễn Văn Thịnh

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi và được sự hướng dẫn khoa học của TS Nguyễn Văn Thịnh Các nội dung nghiên cứu, kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chưa công bố dưới bất kỳ hình thức nào trước đây Tôi hoàn toàn chịu trách nhiệm về tính xác thực và nguyên bản của luận văn

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

Vũ Thế Quang

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT 4

DANH MỤC CÁC BẢNG 5

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ 6

MỞ ĐẦU 8

1 Tính cấp thiết của đề tài 8

2 Mục đích của đề tài 8

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài 9

4 Phương pháp nghiên cứu 9

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 10

6 Cấu trúc của luận văn 10

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ BẰNG ĐƯỜNG ỐNG 12

1.1 Tổng quan về các hệ thống và công nghệ khai thác, thu gom, vận chuyển dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 12

1.1.1 Hệ thống giàn tại mỏ Bạch Hổ 13

1.1.2 Công nghệ thu gom, vận chuyển dầu thô tại mỏ Bạch Hổ 15

1.1.3 Giới thiệu về ổn định dòng chảy trong đường ống 17

1.1.4 Các nguyên nhân gây mất ổn định dòng chảy 18

CHƯƠNG 2 CƠ SỞ LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY ĐA PHA TRONG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN 30

2.1 Các tính chất cơ bản của chất lưu vận chuyển trong đường ống 30

2.1.1 Tính lưu biến 30

2.1.2 Nhiệt độ kết tinh 30

2.1.3 Nhiệt độ đông đặc 31

2.2 Tổng quan về dòng chảy đa pha 31

2.2.1 Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang 31

2.2.2 Các chế độ dòng chảy trong đường ống thẳng đứng 33

2.2.3 Biểu đồ chế độ dòng chảy (Flow regime maps) 34

2.3 Cơ sở tính toán và xây dựng mô hình dòng chảy 2 pha 37

2.3.1 Tính toán nhiệt đường ống vận chuyển dầu 37

2.3.2 Tính toán thủy lực đường ống vận chuyển dầu 43

CHƯƠNG 3 MÔ PHỎNG QUÁ TRÌNH NHIỆT THỦY ĐỘNG DÒNG CHẢY TRONG ĐƯỜNG ỐNG TỪ GIÀN THỎ TRẮNG 03 TỚI GIÀN MSP-8 MỎ BẠCH HỔ, QUA ĐÓ ĐƯA RA ĐÁNH GIÁ, ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU 62

3.1 Giới thiệu chung về mỏ Thỏ trắng 62

3.2 Dầu thô và tính chất lưu biến của dầu thô mỏ Thỏ Trắng 63

3.3 Đặc tính tuyến ống từ giàn ThTC-3 về MSP-8 65

3.3.1 Đặc tính cơ bản của tuyến ống vận chuyển dầu từ ThTC-3 về MSP-8 65

3.3.2 Biểu đồ mô phỏng đường ống từ ThTC-3 về MSP-8 67

3.4 Tính toán nhiệt thủy lực tuyến đường ống từ ThTC-3 về MSP-8 67

3.5 Sử dụng phần mềm Olga 7.0 mô phỏng, đánh giá quá trình vận chuyển dầu thô từ ThTC-3 về MSP-8 72

KẾT LUẬN 80

KIẾN NGHỊ 81

TÀI LIỆU THAM KHẢO 82

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

Offloading

Kho nổi, xử lý, chứa và xuất dầu

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 3 1 Tính chất lý hóa tại điều kiện chuẩn của dầu thô giếng ThT-7X 63

Bảng 3 2 Thông số lớp bọc đường ống 67

Bảng 3 3 Dữ liệu mô phỏng qua các giá trị lưu lượng khác nhau 68

Bảng 3 4 Sản lượng khai thác dự kiến mỏ Thỏ Trắng trong vòng 5 năm 78

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1 1 Sơ đồ thu gom và vận chuyển dầu thô tại mỏ Bạch Hổ 14

Hình 1 2 Hiện tượng hydrate khí 19

Hình 1 3 Một đoạn ống bị paraffin lắng đọng 20

Hình 1 4 Độ hòa tan của chất tan trong dung môi 21

Hình 1 5 Sự phát triển tinh thể paraffin hai chiều 23

Hình 1 6 Sự phát triển tinh thể paraffin theo hình xoắn ốc 23

Hình 1 7 Lắng đọng paraffin bằng cơ chế khuếch tán phân tử 25

Hình 1 8 Lắng đọng paraffin bằng cơ chế phân tán trượt 26

Hình 1 9 Một đoạn ống bị Asphaltene lắng đọng 29

Hình 2 1 Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang 33

Hình 2 2 – Các chế độ dòng chảy trong đường ống thẳng đứng 33

Hình 2 3 Biểu đồ chế độ dòng chảy Beggs & Brill (1973) cho ống ngang 36

Hình 2 4 Sự phụ thuộc giữa chiều dài của đoạn ống và nhiệt độ giữa các điểm 39

Hình 2 5 Mặt cắt ngang của hệ thống ổn định nhiệt 1 lớp (a) và nhiều lớp (b) 40

Hình 2 6 Sự thay đổi nhiệt độ theo công thức Sokhov 43

Hình 2 7 Các mô hình chất lỏng Newton và phi Newton 49

Hình 2 8 Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton 51

Hình 2 9 Đặc tính chuyển động của chất lỏng Bingham trong ống (a), phân bố lực cắt  (b) và tốc độ chuyển động v (c) 52

Hình 3 1 Giàn ThTC-3 62

Hình 3 2 Dữ liệu thành phần chất lưu trên PVT sim 20 64

Hình 3 3 Sơ đồ hệ thống thu gom mỏ Thỏ Trắng 65

Hình 3 4 Mặt cắt đường ống vận chuyển ThTC-3 tới MSP-8 66

Hình 3 5 Mô hình hệ thống đường ống ThTC-3 về MSP-8 67

Hình 3 6 Sơ đồ tuyến đường ống từ giàn ThTC-3 mỏ Cá Tầm về giàn MSP-8 mỏ Bạch Hổ 68

Hình 3 7 Xu hướng dòng chảy trong ống theo thời gian 72

Hình 3 8 Kết quả mô phỏng Q,P,T trong 24h 73

Hình 3 9 Slugging simulation 73

Hình 3 10 Mô phỏng Q,T,P tại lưu lượng 2101m3/ngđ 74

Hình 3 11 Kết quả mô phỏng lưu lượng, áp suất, nhiệt độ sau 24h (Q=2213m3/ngđ) 74 Hình 3 12 Profile mô phỏng lưu lượng, áp suất, nhiệt độ tại lưu lượng 3370m3/ngđ 75 Hình 3 13 Profile Q,T,P tại Q=3191m3/ngđ 75

Hình 3 14 Profile Q,T,P tại Q=4474m3/ngđ 76

Hình 3 15 Mô phỏng Q,T,P tại lưu lượng 4257m3/ng.đ 76

Hình 3 16 Mô phỏng Q,T,P tại lưu lượng 5370m3/ngđ 77

Hình 3 17 Mô phỏng Q,T,P tại giá trị lưu lượng 3725m3/ngđ 77

Hình 3 18 Mô phỏng Q,T,P tại giá trị lưu lượng 4666m3/ngđ 78

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là nguồn năng lượng quan trọng để phát triển nền kinh tế Ngành

công nghiệp dầu khí đóng góp hơn 25% tổng ngân sách nhà nước Nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ dầu khí ngày càng gia tăng của thị trường trong nước cũng như đảm bảo phát triển kinh tế đất nước đòi hỏi phát triển nhanh và hiệu quả các mỏ dầu khí, đặc biệt là các mỏ có trữ lượng thu hồi nhỏ Việc nghiên cứu và đưa ra các phương án để phát triển các mỏ nhỏ tại Việt Nam có ý nghĩa quan trọng và cấp thiết trong giai đoạn hiện nay Một trong những những phương án tốt nhất được ứng dụng tại các công ty điều hành dầu khí là phương án phát triển kết nối Với phương án này, sản phẩm dầu khí sau khi được khai thác lên từ các giàn đầu giếng ở các mỏ nhỏ sẽ được vận chuyển thông qua hệ thống đường ống ngầm dưới biển đến hệ thống xử lý tại các giàn xử lý trung tâm hoặc các tàu xử lý và chứa FSO Nhiều mỏ dầu lớn ở vùng biển Việt Nam có đặc tính chung là: hàm lượng paraffin cao, nhiệt độ môi trường đáy biển thấp, hệ thống đường ống và các hệ thống kỹ thuật hỗ trợ quá trình vận chuyển dầu còn hạn chế về số lượng, mật độ, công nghệ và công suất dẫn đến nhiều vấn đề ảnh hưởng đến quá trình vận chuyển của đường ống Chi phí khắc phục sự cố và thời gian gián đoạn sản xuất là vấn đề hết sức cấp bách đối với các hệ thống ống dẫn hiện tại Chính vì vậy, Đề tài

luận văn “Mô phỏng, đánh giá quá trình vận chuyển hỗn hợp dầu khi bằng đường ống

ngầm từ giàn Thỏ Trắng 03 về giàn MSP- 8 mỏ Bạch Hổ” được tiếp cận nghiên cứu

2 Mục đích của đề tài

Mục đích của đề tài là mô phỏng các chế độ làm việc khác nhau trong đường ống vận chuyển dầu khí từ mỏ Thỏ trắng đến mỏ Bạch Hổ nhằm xác định lưu lượng làm việc tối thiểu mà tại đó chất lưu còn có thể di chuyển được trong đường ống và tìm ra phương án hợp lý giảm thiểu rủi ro như lắng đọng paraffin,

sự hình thành nút khí, Để đạt được mục đích trên, luận văn tập trung vào các nội dung nghiên cứu sau :

- Xây dựng quy trình tính toán các thông số của hệ thống đường ống vận chuyển dầu trên cơ sở dữ liệu điều kiện thực địa, đặc tính dầu vận chuyển, hệ thống phụ trợ

- Tổng hợp và phân tích các vấn đề kỹ thuật cơ bản của hệ thống đường ống và lựa chọn giải pháp công nghệ

- Sử dụng phần mềm Olga 7.0 tính toán và lựa chọn giải pháp phù hợp và mang lại hiệu quả kỹ thuật - kinh tế cao nhất

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài

Luận văn tập trung vào nghiên cứu những nội dung chính sau:

- Nghiên cứu lý thuyết về nhiệt thủy động lực học của chất lưu bên trong đường ống, các tính toán liên quan đến thông số nhiệt thuỷ động lực học của dòng chảy chất lưu

- Nghiên cứu các giải pháp vận chuyển dầu bằng đường ống từ mỏ Thỏ trắng

4 Phương pháp nghiên cứu

Để thực hiện tốt nội dung nghiên cứu trên, luận văn đã sử dụng các phương

pháp nghiên cứu sau:

- Phương pháp tìm kiếm tài liệu: tìm kiếm các tài liên quan của các Công ty dầu khí, Viện nghiên cứu trong nước và trên thế giới như: Gas Reseach Institute, SPE, Viện NCKH&TK dầu khí biển (NIPI), Viện dầu khí Việt Nam (VPI) và các Công ty dầu khí thuộc Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam (PVN)

- Phương pháp khảo sát: trên cơ sở các tài liệu tìm kiếm được, sàng lọc để lựa chọn các vấn đề nghiên cứu đang tồn tại

- Phương pháp mô phỏng: mô hình hóa và mô phỏng với sự hỗ trợ của phần mềm Olga

- Phương pháp phân tích tổng hợp xây dựng báo cáo: phân tích tổng hợp các kết quả nghiên cứu để viết thành luận văn

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

- Ý nghĩa khoa học: Phân tích và đánh giá đầy đủ các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả vận hành hệ thống đường ống vận chuyển dầu dưới đáy biển Việt Nam Trên cơ sở đó đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống đường ống, bao gồm cả các giải pháp chủ động trong tính toán thiết kế

và giải pháp vận hành Xây dựng giải pháp phần mềm phân tích và quản lý vận hành đường ống phục vụ công tác lập dự án, thiết kế sơ bộ, thiết kế xây dựng, vận hành và bảo dưỡng đường ống vận chuyển dầu cho một đối tượng

- Ý nghĩa thực tiễn của đề tài nghiên cứu: Phân tích nguyên nhân và giải pháp đối với các sự cố /vấn đề trong vận hành hệ thống đường ống vận chuyển dầu dưới đáy biển, là công cụ tham khảo, tài liệu nghiên cứu phục vụ sản xuất trong các nhiệm vụ thiết kế, thi công, vận hành và bảo dưỡng đường ống vận chuyển dầu nhiều parafin ở vùng biển đặc trưng của Việt Nam

6 Cấu trúc của luận văn

Luận văn bao gồm các chương chính sau:

Chương 1: Tổng quan về công tác thu gom vận chuyển dầu khí bằng đường ống

Giới thiệu một cách tổng quan về tối ưu hóa vận chuyển dầu khí bằng đường ống và mục đích của việc tối ưu này Bên cạnh đó, các phương pháp được sử dụng cho bài toán tối ưu trong thực tế hiện nay cũng được trình bày trong chương này

Chương 2: Cơ sở lý thuyết dòng chảy đa pha trong đường ống vận chuyển

Trình bày một cách tổng quát lý thuyết về dòng chảy đa pha, các tính chất cơ bản của chất lưu vận chuyển trong đường ống và các phương trình toán học giúp mô phỏng dòng chảy đa pha trong đường ống

Chương 3: Mô phỏng quá trình nhiệt thủy động dòng chảy trong đường ống từ

giàn Thỏ trắng 03 tới giàn MSP-8 mỏ Bạch hổ, qua đó đưa ra đánh giá, đề xuất phương án tối ưu

Luận văn được hoàn thành tại bộ môn Khoan - Khai thác, khoa Dầu khí trường

Đại học Mỏ- Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của: TS Nguyễn Văn Thịnh

Trong quá trình làm luận văn tác giả nhận được sự giúp đỡ và tạo điều kiện của các cán bộ thuộc XNLD “Vietsovpetro” và đồng nghiệp nơi tác giả đang công tác Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành trước sự hỗ trợ hết sức quý báu đó

Nhân dịp này tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới, TS Nguyễn Văn Thịnh

đã hướng dẫn trực tiếp về phương pháp nghiên cứu và cung cấp tài liệu trong quá trình thực hiện luận văn

Tác giả cũng xin chân thành cám ơn sự giúp đỡ và tạo điều kiện của Ban giám hiệu, Phòng Đại học và Sau đại học trường Đại học Mỏ- Địa chất, các cán bộ hướng dẫn khoa học, các cơ quan, đồng nghiệp đã động viên, giúp đỡ tác giả hoàn thành luận văn này

Xin chân thành cảm ơn!

Vũng Tàu, ngày tháng năm 2018

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

Vũ Thế Quang

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TÁC THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU

Liên doanh VietsovPetro là đơn vị chịu trách nhiệm quản lý và điều hành mỏ Bạch

Hổ, đây cũng là lá cờ đầu trong ngành công nghiệp Dầu khí của Việt Nam Ngoài Bạch

Hổ, Xí nghiệp Liên doanh VietsovPetro đã và đang tiến hành khai thác, phát triển những mỏ dầu khác gồm: Gấu Trắng, Thỏ Trắng, Rồng và Nam Rồng – Đồi Mồi Hiện công tác thăm dò và khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ vẫn đang được Xí nghiệp liên doanh đảm nhiệm Các hệ thống khoan và khai thác đã được liên doanh xây dựng như sau: Giàn công nghệ trung tâm CTP, giàn khoan cố định MSP, giàn nhẹ BK, trạm rót dầu UNB và hệ thống tuyến đường ống nội mỏ

Hiện nay tại mỏ Bạch Hổ gồm:

 2 giàn công nghệ trung tâm CTP-2, CTP-3

 10 giàn cố định MSP: MSP-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11

 09 giàn nhẹ BK: BK1, BK2, BK3, BK4, BK5, BK6, BK7, BK8, BK9

 4 trạm rót dầu không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4

 Giàn nén khí lớn, nhỏ, giàn bơm nước, giàn ép vỉa

 Các khu nhả ở, các cầu dẫn vv…

Ngoài ra, hệ thống tuyến ống tại mỏ Bạch Hổ bao gồm:

 22 tuyến ống nước ép vỉa, dài 43.041 km

 24 tuyến ống dẫn dầu, dài 77.727 km

 14 tuyến ống dẫn khí, dài 37.346 km

 18 tuyến ống dẫn Gaslift, dài 38.729 km

 18 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu khí, dài 42.899 km Trên thực tế, việc phát triển các mỏ nhỏ là một bài toán khó khăn do có nhiều rủi

ro, chi phí đầu tư và vận hành tính trên mỗi đơn vị thu hồi lớn Vì vậy, để phát triển các mỏ nhỏ, việc lựa chọn và áp dụng phương án công nghệ mới thích hợp trong lĩnh vực vận chuyển là ưu tiên hàng đầu Trong đó, phương án phát triển kết nối bằng đường ống được đánh giá cao về hiệu quả kinh tế đạt được Với phương án này, các hệ thống thiết bị xử lý và cơ sở hạ tầng sẵn có ở các mỏ lân cận được tận dụng khá hiệu quả cho việc phát triển các mỏ mới

Đã có một số dự án phát triển theo phương án này bao gồm mỏ Cá Ngừ Vàng (lô 09.2, Hoàn Vũ JOC), mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi (lô 09.3, công ty VRJ) và Phương Đông (Lô 15.1, JVPC) Mỏ Cá Ngừ Vàng và Nam Rồng – Đồi Mồi được nối về hệ thống thiết bị tại mỏ Bạch Hổ (Vietsovpetro), mỏ Phương Đông được kết nối vào hệ thống thiết bị của mỏ Rạng Đông Mỏ Thỏ trắng được kết nối với hệ thống đường ống

mỏ Bạch Hổ

1.1.1 Hệ thống giàn tại mỏ Bạch Hổ

 Giàn công nghệ trung tâm

Các giàn công nghệ CTP thực hiện các chức năng thu gom và tách lọc các sản phẩm

từ các giàn nhẹ BK hoặc các giàn MSP Sau đó dầu thô sẽ được xử lý và được bơm đến các trạm rót dầu không bên UNB Đối với khí, chúng được giàn CTP xử lý sơ bộ

và đưa đến các trạm nén khí

 Giàn cố định MSP

Giàn MSP là một loại giàn cố định, có thể sử dụng cho công tác khoan, khai thác hoặc xử lý sơ bộ các sản phẩm dầu mỏ hoặc khí đồng hành từ những giếng của giàn hoặc các giàn nhẹ BK đưa đến Mức độ xử lý phụ thuộc vào hệ thống kỹ thuật được trang bị trên giàn

Về kết cấu chung của giàn gồm phần móng cứng, khối chân đế và phần kết cấu thượng tầng Phần móng cứng gồm hai khối nối với nhau bằng sàn chịu lực phía trên, phía dưới được cố định bằng các cọc được đóng sâu xuống đáy biển Khối chân đế là khối thép, được thiết bằng việc kết hợp các thanh thép sao cho khả năng chịu lực tốt nhất và tối ưu về chi phí Trên cùng là các module được lắp ghép với sàn chịu lực

 Giàn nhẹ BK

Giàn nhẹ BK là giàn nhỏ, nhẹ không có tháp khoan, không có người ở Việc khoan

sẽ được các giàn tự nâng thực hiện Thiết bị trên giàn BK được trang bị ở mức tối thiểu, chủ yếu để đo lưu lượng và tách sơ bộ Dầu hoặc khí từ các giàn BK được dẫn

về các giàn MSP hoặc giàn công nghệ trung tâm để xử lý

Giàn BK được thiết kế gồm phần chân đế khung thép Có hệ thống móng gồm 4 Hình 1 1 Sơ đồ thu gom và vận chuyển dầu thô tại mỏ Bạch Hổ

cọc chính và 8 cọc phụ; trên cùng giàn BK được thiết kế có sân bay trực thăng và một

số thiết bị kỹ thuật khác

 Hệ thống trạm rót dầu không bến UNB

Dầu thương phẩm sau khi được xử lý từ dầu thô, sẽ được bơm đến các tàu chở thông qua các trạm rót không bến UBN và các thiết bị chuyên phục vụ cho công tác tiếp nhận dầu

Thiết bị được trang bị trên UNB gồm:

 Bế trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng ( kiểu dầu – dầu)

 Bế trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng ( kiểu dầu – nước)

 Hệ thống khử nước bằng điện có khối đốt nóng và phân li

 Hệ thống phân li kiểu tháp

 Khối chứa và chuyển hóa sản phẩm( chất khử nhũ và kìm hãm ăn mòn)

Ngoài ra, trên UBN óc các thiết bị đo và kiểm tra cần thiết, hệ thống van áp lực,

hệ thống báo hiệu sự cố cháy nổ vv…

 Giàn nén khí trung tâm CKP

Giàn nén khí trung tâm là một bộ phận quan trọng trong hệ thống vận chuyển và đưa khí đồng hành vào đến bờ Được xây dựng bên trong khu vực của giàn công nghệ trung tâm CTP-2 thuộc khu vực phía Nam mỏ Bạch Hổ với mục đích là nén khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ để đảm bảo lưu lượng, áp suất khí đủ để đưa được khí vào bờ (12,5 MPa), hoặc đến hệ thống gaslift và các nhu cầu tại chỗ

1.1.2 Công nghệ thu gom, vận chuyển dầu thô tại mỏ Bạch Hổ

Quá trình thu gom, vận chuyển sản phẩm khai thác được thực hiện chi tiết như sau:

Các sản phảm khai thác được từ các giàn nhẹ BK-1, BK-2, BK-3 được đưa về giàn

công nghệ trung tâm CTP-2 xử lý tách khí, nước Sau đó dầu được tiếp tục bơm đến kho nổi chứa- xuất dầu UBN-1 Một số dầu trong đó theo chu kỳ sẽ được chuyển đến UBN-4

Các sản phẩm từ các giàn nhẹ BK-4, BK-5, BK-6, BK-8 và BK-9, theo đường ống bọc cách nhiệt được vận chuyển về giàn công nghệ trung tâm CTP-3 Sau khi được

xử lý tách khí và nước, dầu được bơm đến các trạm UBN-4, UBN-3

Đến năm 2003, Xí nghiệp đã thực hiện thí điểm công nghệ vận chuyển sản phẩm không dùng máy bơm giữa các giàn cố định MSP-7 về tới MSP-5, MSP-6 tới MSP-4 Sau đó sản phẩm được tách khí hoàn toàn và bơm về các trạm chứa – xuất UBN

Ở phía Bắc của mỏ, trước kia dầu từ các giàn MSP phía Bắc (MSP-3, MSP-4, MSP-5, MSP-6, MSP-7, MSP-8) được bơm theo tuyến đường ống từ MSP -7  MSP-

5  MSP- 3  MSP-4  MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và sang UBN-4 Tuy nhiên, sau này khi đường ống cách nhiệt MSP-4 tới MPS-9 được đưa vào hoạt động, việc thu gom dầu trong nội mỏ bị thay đổi Hỗn hợp dầu bão hòa khí được vận chuyển từ giàn MSP-6  MSP-4, sau đó được tách khí cùng với sản phẩm của giàn, dầu sẽ được bơm

từ MSP-4  9 thông qua đường ống cách nhiệt Ngoài ra, dầu từ các giàn

3, 5, 7 , 10 và 11 sẽ đượ tách khí và vận chuyển đến giàn

MSP-9 Từ MSP-9, dòng sản phẩm sẽ qua BK-3 đến giàn công nghệ trung tâm CTP-2, và cuối cùng được đưa đến UBN-1 Các sản phẩm của MSP-1 và BK-7 được tách khí trên giàn MSP-1 cũng được vận chuyển đến UBN-1

Sự cố vỡ đường ống dẫn dầu từ giàn MSP3 MSP-4 xảy ra vào gần giữa năm

2006 đã làm thay đổi công nghệ thu gom, vận chuyển dầu trong nội mỏ Cụ thể, hỗn hợp dầu bão hòa khí từ MSP-6 được vận chuyển sang MSP-4 để tách khí cùng với sản phẩm trên MSP-4, sau đó được bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4  MSP-9 Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ giàn MSP-7 được vận chuyển sang MPS-5 để tách khí Sau đó sẽ cùng sản phẩm của giàn MSP-3 được bơm qua MSP-9 theo tuyến đường ống MSP- 5 MSP -10 MSP-9, sau đó cùng với sản phẩm tách khí của MSP-9, MSP-10, MSP- 11, MSP-4 và MSP-6 được vận chuyển đến giàn công nghệ trung tâm

CTP-2 Sản phẩm của MSP-8 sau khi được xử lý tách khí được bơm về MSP-1, cùng với sản phẩm của giàn này được chuyển sang giàn công nghệ trung tâm CTP-3 để xử

lý tiếp theo và vận chuyển đến UBN-4

Các sản phẩm của các giàn BK sẽ được tách khí tại các giàn MSP và sau đó được vận chuyển đến các các công nghệ trung tâm CTP-2, CTP-3 Ở đây dầu được tách khí

và nước sơ bộ tại các bình tách 3 pha, sau đó sẽ được đưa vào các bình tách nước sử dụngđiện trường cao để tách nước triệt để Cuối cùng chúng sẽ được bơm đến các trạm chứa – xuất UBN-4, UBN-1 Và UNB-3 ở trường hợp cần thiết

Tại các tàu chứa dầu, dầu tiếp tục được xử lý tách khí, nước Trên các trạm xuất UBN, dầu được xử lý theo công nghệ lắng đọng trong bể, rơi vào khoảng nhiệt độ (50°C

chứa 60°C) Dầu được xử lý nước đến khi đạt hàm lượng chừng 0,5% , và nước sau đó được thải ra biển

Đối với khí, Bạch Hổ hiện có 2 giàn nén khí là giàn nén khí nhỏ MKS và giàn nén khí lớn CKP Khí cao áp từ các giàn MSP thuộc phía Bắc sẽ được thu gom về giàn nhỏ MKS, còn CKP nhận khí cao áp của các giàn cố định MSP-1, MSP-8, MSP-9, MSP-10

và MAP-11, giàn nhẹ BK-3, BK-4, BK-5, BK-6, BK-8 cùng 2 giàn công nghệ trung tâm CTP-2 và CTP-3 Tại các giàn nén khí MKS và CKP, khí được nén lên đến mức

áp khoảng 120 at sau đó được chuyển vào bờ thông qua đường ống ngầm

1.1.3 Giới thiệu về ổn định dòng chảy trong đường ống

Hầu như các rủi ro trong vận hành đường ống dầu khí dưới biển liên quan đến việc vận chuyển các chất lưu đa pha Khi nước, dầu và khí cùng chảy trong đường ống thì

sẽ xuất hiện một vài vấn đề: nước và chất lưu hydrocarbon có thể hình thành nên các hydrate và chặn đường ống; wax và asphalten cũng có thể bị lắng đọng trên thành ống làm giảm hoặc mất khả năng vận chuyển trên đường ống Ngoài ra, sự ăn mòn đường ống cũng có thể xảy đến

Việc áp suất và nhiệt độ thay đổi theo vị trí trên toàn hệ thống ống, dẫn đến việc hình thành các khối cặn (scale) và gây ra lắng đọng Khi đủ nhiều sẽ thành các nút chặn làm bít tắc đường ống Các kỹ sư sẽ phải thiết kế, vận hành hệ thống đường ống,

cũng như các thiết bị khác làm sao cho dòng chảy được kiểm soát một cách an toàn và kinh tế Công việc đó được gọi là ổn định dòng chảy

Đối với trường hợp hệ thống khai thác ở vùng nước sâu, nhiệt độ thường thấp hơn rất nhiều Khi đó nếu không có lớp cách nhiệt trên thành ống thì lượng nhiệt của lưu chất sẽ bị mất một cách nhanh chóng vào môi trường xung quanh ( nước) Khi nhiệt độ lưu chất bên trong đường ống xuống quá thấp, nước và hydrocarbon (hỗn hợp dầu khí)

có thể hình thành hydrate và chặn đứng sự dịch chuyển chất lưu Hơn nữa, khi nhiệt độ

đủ thấp thì wax có thể hình thành và lắng đọng lên thành ống Vì vậy việc hạn chế sự mất nhiệt của chất lưu là một thông số quan trọng trong thiết kế, vận hành hệ thống đường ống

Cũng khi khai thác vùng nước sâu, việc dẫn hỗn hợp dầu khí từ đáy biển lên bề mặt cần một mức áp suất cao hơn Cùng một mức nhiệt độ, với áp suất hoạt động cao như vậy thì rất dễ hình thành hydrate Tạo ra các nút bít tắc đường ống Do đó, hệ thống ống càng dài, càng dễ hình thành các nút, chặn sự lưu thông của chất lưu

Làm thế nào để hệ thống đường ống vận chuyển được thiết kế một cách tối ưu là một thách thức lớn Rủi ro an toàn dòng chảy có thể quản lý thông qua việc thiết kế như : kích thước, độ dày ống hoặc vật liệu vv… Việc thiết kế ảnh hưởng đến chí phí cố định Ngoài ra, người ta cũng quản lý rủi ro đó thông qua việc quản lý như: dùng máy móc, hóa chất hoặc dùng thoi đẩy vv… Việc vận hành ảnh hưởng đến chi phí vận hành Tóm lại, quan trọng là cân bằng hợp lý giữa chi phí cố định và chi phí vận hành

là chìa khóa trong việc quản lý an toàn dòng chảy

1.1.4 Các nguyên nhân gây mất ổn định dòng chảy

a Tác động của nước vỉa

Trong hệ thống đường ống khai thác, nước sẽ cùng dịch chuyển với dầu và khí Nước được đi lên từ vỉa và khả năng hòa tan rất tốt của nó sẽ hòa tan một số chất hóa học cùng với một số chất khí ở thành hệ Trong vỉa, nước và các chất hóa học khác cùng tồn tại ở trạng thái cần bằng Khi đi vào đường ống, sự thay đổi của áp suất và nhiệt độ sẽ phá hủy sự cân bằng ấy và một số thành phần sẽ không hòa tan được và bắt đầu lắng đọng

Thành ống bằng thép carbon khi tiếp xúc với nước tự do sẽ bị hòa tan và gây ra ăn mòn thành ống Khi nước và khí cùng di chuyển trong đường ống, tại điều kiện áp suất và nhiệt độ nhất định, các hydrate được hình thành và gây nên bít tắc đường ống

Cho nên việc lấy mẫu nước vỉa cũng như xử lý, phân tích là thực sự cần thiết cho các công tác ổn định dòng chảy Điều kiện nhiệt độ và áp xuất ảnh hưởng rất lớn đến các đặc tính của nước vỉa, khí hòa tan, chất rắn, độ pH …

Một số các thành phần chính thường gặp bên trong nước vỉa như :

Hình 1 2 Hiện tượng hydrate khí

Hình 1.3 Một đoạn ống bị paraffin lắng đọng

* Quá trình kết tinh parafin

Quá trình vận chuyển dầu Parafin bằng đường ống thường kèm theo lắng đọng paraffin bên trong đường ống cũng như trong hệ thống thu gom và xử lý Vấn đề này càng nghiêm trọng hơn khi đường ống vận chuyển dầu không được bọc cách nhiệt với môi trường ngoài Vận chuyển dầu trong đường ống không bọc cách nhiệt sẽ làm cho nhiệt độ của dầu trong đường ống giảm nhanh và cần bằng với nhiệt độ môi trường xung quanh đường ống Khi dầu khai thác ở điều khiện ngoài khơi, đường ống được lắp đặt ngầm ở dưới đáy biển, nơi có môi trường nhiệt độ thấp, vận tốc dòng chảy của nước ở vùng đáy biển lớn, dầu bên trong đường ống sẽ bị làm lạnh nhanh, dẫn đến dầu

Hình 1 3 Một đoạn ống bị paraffin lắng đọng

bị đông đặc Để đảm bảo an toàn vận chuyển dầu và khí bằng đường ống, đặc biệt đối với dầu nhiều paraffin, cần tuân thủ các nguyên tắc sau:

Duy trì nhiết độ dầu bên trong đường ống luôn cao hơn nhiệt độ xuất hiện tinh thể paraffin trong dầu Trong trường hợp hình thành lớp lắng đọng paraffin trong đường ống, cần phải tẩy rửa lớp lắng đọng này khỏi đường ống Thực tế cho thấy, có rất nhiều phương pháp xử lý để vận chuyển dầu paraffin bằng đường ống Phụ thuộc vào đặc tính lý hóa của dầu cần vận chuyển, vị trí của các công trình khai thác, khoảng cách của các mỏ dầu liên quan mà lựa chọn công nghệ xử lý và vận chuyển dầu phù hợp Công nghệ xử lý và vận chuyển dầu ở đây được hiểu là một hoặc tổ hợp các phương pháp xử lý và vận chuyển các loại dầu khác nhau ở các điều kiện và thời gian khác nhau

* Cơ chế kết tinh paraffin

Để hiểu rõ quá trình kết tinh paraffin trong dầu thô, cần nghiên cứu quá trình tạo mầm và phát triển của tinh thể chất rắn trong dung dịch

Hình 1 4 Độ hòa tan của chất tan trong dung môi Trong đó:

Xs: số Mol của chất tan M trong dung dịch bão hòa tại Ts;

Xc: số Mol của chất tan M tại điểm xuất hiện paraffin đầu tiên Tc:

Xs - Xc = b: độ bão hòa của dung dịch:

Ts: nhiệt độ khi dung dịch đạt bão hòa:

Tc: nhiệt độ xuất hiện tinh thể paraffin đầu tiên

Thực nghiệm cho thấy khi đạt được độ bão hòa trong dung dịch, quá trình kết tinh sẽ xẩy ra Quá trình này xẩy ra theo hai giai đoạn:

Giai đoạn 1: Sự xuất hiện tinh thể đầu tiên trong dung dịch (gọi là sự tạo mầm tinh thể)

Giai đoạn 2: Sự phát triển tinh thể trong dung dịch

* Sự tạo mầm

Gồm sự tạo mầm đồng thể và sự tạo mầm dị thể Sự tạo mầm dị thể tương đối phức tạp nên ở đây chỉ xét sự tạo mầm đồng thể Người ta nghiên cứu sự tạo mầm đồng thể, trong đó một hỗn hợp paraffin hòa tan trong dung môi được xem là một môi trường đồng nhất với sự tiếp xúc giữa các phân tử paraffin và dung môi Khi nhiệt độ giảm, sự tiếp xúc giữa các phần tử paraffin tăng> khi lực hút giữa các phân tử parafin mạnh hơn lực hút giữa parafin và dung môi, các phân tử paraffin kết hợp lại để tạo thành mầm tinh thể Nếu N-parafin trong hỗn hợp có độ dài mạch lớn sẽ kết tinh thành dung dịch sáp rắn Sự hòa tan của các N-parafin tăng lên thì nhiệt độ kết tinh giảm

* Sự phát triển tinh thể

Sự phát triển tinh thể xẩy ra trong mạng tinh thể tại vị trí mà năng lượng bề mặt của sự liên kết giữa tinh thể và parafin tự do lớn nhất Như vậy, sự phát triển diễn ra trên bề mặt và gia tăng rất nhanh khi có sự quá bão hòa

- Sự phát triển tinh thể hai chiều

Sự phát triển mầm xẩy ra trên bề mặt tinh thể hoàn toàn không có khiếm khuyết Để một lớp phân tử mới chiếm bề mặt tinh thể, nó phải tao ra trên bề mặt đó một mầm tinh thể hai chiều

Hình 1 5 Sự phát triển tinh thể paraffin hai chiều

- Sự phát triển tinh thể theo dạng parabol

Sự phát triển tinh thể mà trên bề mặt tinh thể đó có nhiều khiếm khuyết Theo lý thuyết này, bề mặt tinh thể parafin tồn tại nhiều loại khiếm khuyết khác nhau và quá trình phát triển tinh thể sẽ xẩy ra tại những khiếm khuyết này Các phần tử khiếm khuyết liên tục phát triển theo kiểu bậc thang trên một đường ranh dài, tạo đường xoắn

ốc chung quanh điểm khiếm khuyết và sau đó thoát ra

Hình 1 6 Sự phát triển tinh thể paraffin theo hình xoắn ốc

* Hình thái tinh thể paraffin

Tinh thể parafin nhận được khi pha loãng parafin mạch dài trong dung môi

n-parafin mạch ngắn, sau đó kết tinh bằng cách làm lạnh hoặc làm bay hơi dung dịch Các tinh thể này được biểu hiện chủ yếu trên hai dạng

Dạng lá mỏng (lamelle): Có hình dạng như những chiếc lá mỏng (còn gọi là phiến hay tấm) thường nhận được trong quá trình kết tinh chậm Các tinh thể có kích thước từ 2 đến 3mm và thường được phát triển theo dạng xoắn ốc

Dạng hình kim: Tinh thể hình kim thường nhận được trong trường hợp quá trình kết tinh xẩy ra nhanh tại nhiệt độ kết tinh thấp

Ngoài hai loại hình thái tinh thể cơ bản trên, người ta còn tìm thấy một vài dạng hình thái khác như có các tinh thể giống hình kim nhưng dài và dày hơn nhiều hoặc tinh thể hình nhánh cây Người ta cũng quan sát thấy một dạng khác của tinh thể gọi là mạng lưới tinh thể Mạng lưới tinh thể được xem là tập hợp của các vi tinh thể

Trong dung dịch đạt được sự bão hòa, tại nhiệt độ bình thường, sự tạo mầm và

sự hòa tan xảy ra liên tục sao cho các đám tinh thể đủ lớn để tạo thành tinh thể nhỏ (gọi

là mầm) và từ mầm này có sự phát triển của tinh thể Đám tinh thể lớn nhất sẽ tồn tại trước khi xẩy ra sự kết tinh được gọi là đám tinh thể tới hạn (Critical cluster) Đám tinh thể tới hạn được xem là tinh thể nhỏ nhất

* Cơ chế lắng đọng paraffin

Có ba cơ chế lắng đọng parafin trong hệ thống đường ống dẫn dầu: khuếch tán phân tử, phân tán trượt và chuyển động Brown Chuyển động Brown xẩy ra trong suốt quá trình lắng đọng nhưng không rõ rang khi so sánh với các cơ chế khác Do đó, các nhà kỹ thuật dầu khí chỉ quan tâm đến hai cơ chế: khuếch tán phân tử và phân tán trượt

Cơ chế khuếch tán phân tử

Khi vận chuyển dầu thô trong đường ống, do quá trình trao đổi nhiệt với môi trường bên ngoài qua thành ống, nhiệt độ của dòng dầu giảm dần Sự khuếch tán phân

tử xẩy ra ngay khi thành ống đạt tới điểm xuất hiện parafin Các tinh thể parafin sẽ tách

ra khỏi dung dịch và bám vào thanh ống dẫn, Sự bám dính này phụ thuộc vào lực hấp phụ giữa năng lượng bề mặt tự do và parafin và bề mặt thấm ướt của thành ống dẫn

Hình 1 7 Lắng đọng paraffin bằng cơ chế khuếch tán phân tử Tốc độ khuếch tán của parafin đƣợc biểu thị theo công thức:

(1.1) Trong đó:

ŋ: khối lƣợng phân tử parafin hòa tan đến thành ống kg/s.m2;

ρ: khối lƣợng riêng của parafin rắn, kg/m3;

D: hệ số khuếch tán phân tử của paraffin;

dC/dr: gradient nồng độ của parafin hòa tan tới thành ống, liên quan đến khoảnh cách,m;

dC/dT: gradient nồng độ parafin hòa tan liên quan tới nhiệt độ oC;

dT/dr: gradient nhiệt độ xuyên tâm gần thành ống oC/m

Hệ số khuếch tán của mỗi loại dầu thô tỷ lệ nghịch với độ nhớt động lực học của nó:

(1.2) Trong đó:

: hằng số với mỗi loại dầu thô

µ: độ nhớt động lực học, N.s/m2

Cơ chế phân tán trượt

Khi vận chuyển dầu thô, do giảm nhiệt độ, các phần tử parafin tách ra và khi kích thước còn nhỏ chúng tạo huyền phù trong dòng chảy, có khuynh hướng chuyển động theo dòng chảy Sự trượt của các chất lỏng gần thành ống gây nên sự di chuyển ngang của các hạt paraffin từ lõi chảy rối xa lắng xuống thành ống, nơi đã có các phân

tử parafin sa lắng trước đó, theo cơ chế khuếch tán phân tử

Hình 1 8 Lắng đọng paraffin bằng cơ chế phân tán trượt Phân tán trượt vận chuyển các hạt parafin rắn, không có khuynh hướng tạo mầm kết tinh trên bề mặt ống Lắng đọng do cơ chế phân tán trượt không bền bằng lắng đọng do cơ chế khuếch tán phân tử Sự lắng đọng parafin trong thực tế là tổ hợp hai cơ chế: khuếch tán phân tử và phân tán trượt Ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin, cơ chế khuếch tán phân tử chiếm ưu thế, còn ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ nóng cháy parafin thì cơ chế phân tán trượt trội hơn

Nhiệt độ

Thông số ảnh hưởng chính đến khả năng hòa tan của parafin là nhiệt độ Do cấu trúc của parafin nên chúng chí có một giới hạn hòa tan trong dầu thô Khả năng hòa tan của parafin vào trong dầu giảm khi nhiệt độ giảm Khi nhiệt độ dầu thô xuống thấp hơn nhiệt độ xuất hiện tinh thể parafin, parafin bắt đầu kết tinh ra khỏi hỗn hợp Khi nhiệt

độ gần nhiệt độ đông đặc (cao hơn nhiệt độ đông đặc 5÷100C), dầu ở thế huyền phù với những hạt parafin tự do Khi ở nhiệt độ thấp hơn, trong dầu hình thành cấu trúc

tinh thể parafin Cần phải tác động một lực bên ngoài lớn hơn lực tĩnh của cấu trúc các phân tử paraffin, dầu thô mới chuyển động được Lực đưa vào càng lớn thì mạng tinh thể càng bị phá vỡ và dịch chuyển

Áp suất

Dầu ở áp suất lớn hơn áp xuất bão hòa thì sự kết tinh paraffin không còn phụ thuộc vào yếu tố khí, nhiệt độ bắt đầu quá trình kết tinh sẽ gia tăng tuyến tính với sự tăng áp suất, khoảng 6÷7 0C/10 at Trong vùng áp suất nhỏ hơn áp suất bão hòa, người

ra ghi nhận sự gia tăng đáng kể của nhiệt độ bắt đầu kết tinh khi giảm áp suất Khi dâu thô chảy dọc theo thân giếng, áp suất dầu giảm dần, các phân đoạn nhẹ trong dầu tách

ra Sự giãn nở nhanh của khí đã làm nhiệt độ của dầu giảm, đồng thời làm giảm nhiệt

độ hòa tan của các phân đoạn parafin có nhiệt độ nóng chảy cao do đó làm gia tăng quá trình lắng đọng

Thành phần, hàm lượng Parafin và khí hòa tan

Dầu có chứa thành phần paraffin có phân tử lượng lớn, nhiệt độ nóng chảy cao càng lớn thì càng dễ xẩy ra lắng đọng Khi xẩy ra sự lắng đọng thì các paraffin có phân

tử lượng lớn lắng đọng trước, tạo mầm kết tinh cho lắng đọng tiếp theo của các paraffin có phân tử lượng nhỏ hơn Với loại dầu thô có hàm lượng paraffin rắn trên 40%KL, quá trình lắng đọng xẩy ra nhanh và chất lắng đọng có độ cứng khá cao, rất khó xử lý Khi các Hydrocacbon nhẹ hòa tan trong dầu thì sẽ làm gia tăng khả năng hòa tan của các paraffin trong dầu vì các paraffin dễ dàng tan trong dung môi các paraffin nhẹ Khi có sự tách khí thì làm giảm khả năng hòa tan các paraffin đồng thời dẫn đến sự mất nhiệt nên làm gia tang sự lắng đọng paraffin

Sự thay đổi của nước làm thay đổi tính thẩm ướt bề mặt Nước thấm ướt bề mặt ống làm giảm sự kết dính dữa dầu và thành ống (vì nước phân cực, không ưa dầu) nên

có thể làm giảm sự lắng đọng Nếu hàm lượng nước tăng lên không làm cho bề mặt kim loại thấm ướt, sự lắng đọng vẫn có thể xẩy ra Tuy nhiên sự thấm ướt bề mặt kim loại làm gia tăng sự ăn mòn

Tốc độ dòng chảy

Cường độ tích tụ chất lắng đọng mới đầu gia tăng theo sự gia tăng tốc độ dòng

do sự gia tăng vận chuyển chất, sau đó giảm xuống do sự gia tăng lực va chạm tới một giá trị vượt quá độ bền của các parafin bám dính trên bề mặt kim loại Ở những tốc độ dòng lớn, dâu thô giữ các tinh thể parafin ở dạng trôi nổi theo dòng dầu

Ngoài các yếu tố trên, bề mặt đường ống đóng vai trò không kém phần quan trọng Mức độ xử lý bề mặt đường ống có tác động đáng kể lên độ bám dính của chất lắng đọng parafin lên bề mặt đường ống Độ nhẵn bóng của bề mặt càng tăng, sự bám dính của chất lắng đọng lên đó càng yếu, lớp parafin có thể tách khỏi thành ống dễ dàng

d Sự lắng đọng của Asphaltene

Asphalten được định nghĩa như là một thành phần trong hỗn hợp dầu thô Asphalten không tan trong n-pentan hoặc n-hexan, nhưng tan trong toluen hoặc benzen Asphalten sẽ kết tinh khi có quá nhiều n-pentan hoặc n-hexan bên trong dầu thô Chúng có màu nâu đen hoặc đen Khác với paraffin keo-nhựa (wax) , chúng không

bị nóng chảy Tính chất của asphalten phụ thuộc vào điều kiện nhiệt độ và áp suất, cũng như thành phần cấu tạo Asphalten có thể kết tinh và lắng đọng bên trong vỉa, trong ống khai thác hoặc đường ống thu gom, vận chuyển Các vấn đề do asphalten gây ra:

 Làm giảm lưu lượng khai thác

 Hình thành các nút chặn, có thể dẫn dến chết hệ thống đường ống, rất nguy hiểm

 Làm bẩn, hư hỏng các thiết bị xử lý vận chuyển

Hình 1 9 Một đoạn ống bị Asphaltene lắng đọng Hình 1 9 Một đoạn ống bị Asphaltene lắng đọng

Đặc tính phụ thuộc của dòng chảy theo ứng suất trượt giữa hai lớp chất lỏng và

độ nhớt gọi là tính lưu biến của chất lỏng Về tổng quát, tính lưu biến phụ thuộc vào các thông số như độ nhớt động học, ứng suất trượt, vận tốc trượt, nhiệt độ và áp suất

a Độ nhớt động học:

Độ nhớt động học (μ) là một đặc tính của lưu chất, thể hiện khả năng chống lại

sự dịch chuyển tương đối giữa các phần tử của lưu chất, được định nghĩa bằng tỷ số giữa ứng suất trượt (τ) và tốc độ trượt (γ)

F A

  (2.1)

b Ứng suất trượt

Ứng suất trượt (τ) là đại lượng đặc trưng cho độ bền cấu trúc (hay tính lưu

biến) của chất lưu trong ống, được tính bằng lực (F) trên một đơn vị diện tích bề mặt (A) mà chất lưu trượt qua

F A

2.1.2 Nhiệt độ kết tinh

Nhiệt độ kết tinh (WAT) là nhiệt độ mà tại đó các tinh thể paraffin bắt đầu xuất hiện hay còn gọi là điểm mù (CP) Tại nhiệt độ đưới điểm CP, các tinh thể bắt đầu tăng dần Các tinh thể này có thể hình thành dưới dạng khối lỏng, những hạt nhỏ và di chuyển dọc theo đường ống cùng với sự di chuyển của chất lưu hoặc lắng đọng lại ở những bề mặt có nhiệt độ thấp

2.1.3 Nhiệt độ đông đặc

Nhiệt độ đông đặc của dầu là nhiệt độ mà tại đây dầu không còn khả năng di chuyển (không linh động nữa) hay nhiệt độ mà tại đây dầu bắt đầu chuyển từ trạng thái lỏng sang trạng thái rắn Nhiệt độ của dầu phụ thuộc vào thành phần hydrocacbon, các chất keo nhựa Hàm lượng paraffin, đặc biệt là các cấu tử nặng sẽ quyết định nhiệt độ đông đặc của dầu

2.2 Tổng quan về dòng chảy đa pha

Dòng chảy đa pha là dạng dòng chảy rất hay gặp trong ngành công nghiệp dầu khí Loại dòng chảy này xuất hiện xuyên suốt từ quá trình khai thác đến quá trình xử lý và vận chuyển bằng đường ống Việc hiểu biết một cách đầy đủ và chính xác về dòng chảy đa pha là một vấn đề rất khó khăn và phức tạp Nhiều công trình nghiên cứu về dòng chảy đa pha đã được thực hiện từ những năm 1950 Cho đến nay vẫn chưa có một

mô hình thống nhất và chính xác áp dụng cho việc tính toán cụ thể đối với dòng chảy trong hệ thống khai thác và vận chuyển Hầu hết các mô hình thường được tiến hành thông qua thực nghiệm, vì vậy, kết quả vẫn chỉ dừng lại ở mức tương đối

Khi nghiên cứu về dòng chảy hai pha trong đường ống, có rất nhiều thông số liên quan tương tác lẫn nhau Trong đó, sự khác nhau về tỷ trọng và độ nhớt đã làm cho vận tốc giữa các pha khí và lỏng khác biệt nhau trong đường ống Đối với dòng hướng lên, pha khí có mật độ và độ nhớt thấp hơn có khuynh hướng di chuyển với vận tốc cao hơn

so với pha lỏng Ngược lại, đối với dòng hướng xuống, pha lỏng thường di chuyển nhanh hơn pha khí Ngoài ra, các thông số như chế độ dòng chảy, tổn hao áp suất, tỷ phần lỏng cũng là một trong những thông số khá quan trọng khi nghiên cứu về dòng chảy đa pha

2.2.1 Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang

Trong đường ống nằm ngang, dòng chảy đa pha có thể thay đổi thành nhiều chế

độ dòng chảy khác nhau Đối với dòng chảy hai pha khí – lỏng thì có thể tồn tại các chế độ dòng chảy như hình 2.1:

- Dòng chảy bọt khí: các pha khí tồn tại dưới dạng bong bóng khí nhỏ và phân tán trong pha lỏng Khi vận tốc pha lỏng tăng lên, kích thước của các bong bóng khí này

tăng do sự tích tụ các bong bóng khí nhỏ lại với nhau Cuối cùng, một dãy liên tục các bong bóng khí được hình thành trong pha lỏng và có khuynh hướng tập trung gần phía trên thành ống

- Dòng chảy dạng nút: từ dòng chảy bọt, khi vận tốc của pha khí được tăng lên, các bong bóng khí sẽ kết tụ lại với nhau tạo thành những bong bóng khí lớn hơn, dài hơn và có dạng nón Những bong bóng khí này hay được gọi là bọt khí Taylor Dòng chảy dạng nút gồm có bọt khí Taylor, bị tách biệt trong vùng dòng chảy dạng bọt khí được gọi là nút Những nút chất lỏng này có thể làm cho áp suất trong đường ống thay đổi bất thường trong quá trình vận hành, gây ra những tác động xấu đối với các thiết bị vận chuyển và xử lý

- Dòng chảy dạng bọt kéo dài (Elongated bubble flow): có cấu trúc tương tự như dòng chảy dạng nút, nhưng các bọt khí bị tắc nghẽn một thời gian ngắn, vì vậy, dòng chảy trở nên gián đoạn, những bọt khí nhỏ hơn và di chuyển chậm hơn so với dòng chảy dạng nút

- Dòng chảy dạng phân tầng: pha lỏng phân bố dọc theo phía dưới tuyến ống, pha khí nằm trên pha lỏng và được ngăn cách nhau bởi mặt phân giới khí-lỏng Loại dòng chảy này có khuynh hướng xuất hiện nhiều tại những đoan đường ống có dốc xuống và dòng chảy nằm ngang với chất lưu có tốc độ thấp

- Dòng chảy dạng sóng: xuất hiện khi vận tốc của pha khí trong dòng chảy dạng phân tầng tăng lên, các dao động của sóng bắt đầu hình thành lớn dần Các gợn sóng này có thể đạt được đến thành ống

- Dòng chảy dạng vành xuyến: chế độ dòng chảy vành xuyến có đặc điểm là màng chất lỏng trải quanh thành ống bao bọc phần lõi khí bên trong chuyển động với vận tốc cao và trong lõi khí còn có những giọt chất lỏng nhỏ

Hình 2 1 Các chế độ dòng chảy trong đường ống nằm ngang

Từ dòng chảy dạng bọt khí, khi tăng vận tốc dòng chảy của pha khí, các bọt khí

sẽ kết tụ lại với nhau tạo thành bọt khí lớn hơn, dài hơn và có hình dạng nón Những bọtkhí này được gọi là bọt khí Taylor Dòng chảy dạng nút gồm có bọt khí Taylor, bị tách biệt trong vùng dòng chảy dạng bọt khí được gọi là nút, và một lớp chất lỏng bao xung quanh bọt khí Taylor có xu hướng chảy xuống Sự phân bố của các bọt khí

Taylor trong dòng chảy thẳng đứng có tính đối xứng

Ở dòng chảy dạng khuấy, hay còn được gọi là dòng sủi bọt, các bọt khí và nút khí trở nên bị biến dạng nhiều và xuất hiện sự hoà lẫn vào nhau khi pha khí có vận tốc dòng chảy lớn Sự khác biệt giữa dòng chảy dạng nút khí và dòng chảy khuấy là màng chất lỏng bao quanh nút khí sẽ không xuất hiện ở dòng chảy khuấy

Chế độ dòng chảy vành xuyến có đặc điểm là màng chất lỏng trải quanh thành ống bao bọc phần lõi khí bên trong chuyển động với vận tốc cao và trong lõi khí còn có những giọt chất lỏng nhỏ Dòng chảy đi lên của lớp màng chất lỏng này ngược với trọng lực là kết quả do lực tác động của lõi khí có vận tốc chuyển động lớn

2.2.3 Biểu đồ chế độ dòng chảy (Flow regime maps)

Vị trí tương đối của pha lỏng đối với pha khí trong quá trình vận chuyển bằng đường ống tạo nên các dạng cấu trúc và chế độ dòng chảy khác nhau Việc xác định chế độ dòng chảy trong đường ống vận chuyển dầu khí là rất cần thiết cho quá trình tính toán và mô phỏng Nhiều công trình nghiên cứu đã đưa ra các phương pháp khác nhau nhằm dự báo chế độ dòng chảy của chất lưu trong đường ống Ở mỗi phương pháp, các chế độ dòng chảy thường được biểu diễn trên các biểu đồ, hay còn gọi là

“biểu đồ chế độ dòng chảy”

Thông thường trên biểu đồ, chế độ dòng chảy được xác định dựa vào hai thông số

cơ bản không thứ nguyên là hệ số Froude và hàm lượng thể tích khí β hoặc tỷ phần

lỏng ở điều kiện không trượt λ L (No-slip liquid fraction), chúng được biểu diễn trên tọa

độ log – log Các thông số không thứ nguyên này đặc trưng cho vận tốc của các pha khí và pha lỏng Một số phương pháp được sử dụng phổ biến như Beggs & Brill (1973), Taitel & Dukler (1976)

Trong phương pháp Beggs & Brill (1973) cho dòng chảy nằm ngang hình 2.3, tác giả đã dựa vào các nhóm không thứ nguyên Froude, Fr M và tỷ phần lỏng ở điều kiện

Hình 2 3 Biểu đồ chế độ dòng chảy Beggs & Brill (1973) cho ống ngang

Như mô hình dòng chảy Beggs & Brill (1973), Taitel & Duckler (1976) đã xây dựng lên phương pháp xác định chế độ dòng chảy trong đường ống dựa trên sự hội tụ của phương trình (2.7):

G G L

for laminar flow

64 Re L 0.184Re

G G L

for laminar flow

2.3 Cơ sở tính toán và xây dựng mô hình dòng chảy 2 pha

2.3.1 Tính toán nhiệt đường ống vận chuyển dầu

Khi vận chuyển trong đường ống, nhiệt độ của chất chuyền tải được truyền qua ống ra môi trường nên nhiệt độ chất lưu sẽ giảm dần theo khoảng cách Với dầu, khi nhiệt độ giảm, độ nhớt sẽ tăng, dẫn đến tổn hao ma sát lớn và làm tăng công suất vận chuyển, nếu dầu có nhiều nhựa và paraffin có thể xảy ra sự đông đặc gây tắc nghẽn và

có thể dẫn tới phá hủy đường ống

Việc tính toán nhiệt là xác định sự thay đổi nhiệt độ dọc tuyến ống để xác định

vị trí có thể xảy ra hiện tượng nhiệt độ chất lỏng vượt giới hạn thiết kế Từ đó ta có các

giải pháp phù hợp:

- Ngăn cản, giảm thiểu sự truyền nhiệt ra môi trường xung quanh, tức là ta đi

thực hiện việc giải quyết vấn đề bảo ôn cho tuyến ống

- Nâng nhiệt độ chất chuyền tải đến giá trị an toàn, tức là bổ sung nhiệt cho chất

chuyền tải, thực chất là chọn vị trí và công suất của các trạm gia nhiệt

- Dùng các giải pháp vật lý và hóa học để hạ thấp hoặc ngăn chặn sự đông đặc của chất lỏng

Nhiệt được truyền theo 3 cơ chế: Sự dẫn nhiệt, trao đổi nhiệt đối lưu và trao đổi nhiệt bức xạ thể hiện trên các tuyến ống dẫn dầu khí được lắp đặt ngầm và trên mặt đất

Sự dẫn nhiệt xuất hiện khi có sự tiếp xúc vật lý Nhiệt được truyền rất tốt qua hầu hết các kim loại vì kim loại là chất dẫn nhiệt tốt Một vật liệu cách nhiệt tốt là một vật liệu dẫn nhiệt kém và ngược lại Nhiệt độ ở các điểm khác nhau có thể dự đoán được nhờ ứng dụng cân bằng nhiệt năng Nếu thế năng và động năng không đáng kể và công bằng 0, khi đó từ định luật cân bằng thứ nhất đối với hệ trạng thái ổn định được giản

lược thành: H = Q

Đối với chất lỏng, entapy hầu như không phụ thuộc vào áp suất Do đó entapy ở một

số điểm phụ thuộc cả vào áp suất tại các điểm này và nhiệt năng mất đi hoặc thêm vào qua thành ống dẫn Từ định luật truyền nhiệt, có:

Tg - Nhiệt độ của đất hay nước tại điểm đó

Ti, Ts - Nhiệt độ đầu và cuối của tuyến ống cần xét

U - Hệ số truyền nhiệt tổng