đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Lời nói đầu
Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát
triển ở nớc ta, song đã chiếm một vị trí quan trọng trong nền kinh tế
quốc dân. Trong năm 1996, ngành dầu khí Việt Nam đã sản xuất đợc hơn
7 triệu tấn dầu thô thì năm 1997 đã sản xuất đợc hơn 10 triệu tấn tức là
tăng khoảng 14%, ngang tầm với các ngành khác. Theo kết quả thăm dò,
nghiên cứu nhiều năm của các nhà địa chất trong nớc và nớc ngoài đã
khẳng định rằng lòng đất Việt Nam, kể cả thềm lục địa và các vùng trên
đất liền có chứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn. Hàng loạt các
phát hiện thơng mại nối tiếp nhau đợc công bố đã chứng minh điều đó và
đã lôi kéo các Công ty nớc ngoài đầu t vào Việt Nam. Công nghiệp dầu
khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tơng lai. Thực tế đó, đã đặt
ra cho đội ngũ những ngời làm công tác kỹ thuật và các nhà sản xuất hàng
loạt các vấn đề hoàn thiện công nghệ khai thác xử lý và vận chuyển dầu
khí, tiến tới khai thác sử dụng hợp lý, có hiệu quả nhất nguồn tài nguyên
quý giá của đất nớc.
Dầu mỏ đang đợc khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giờ đa
lên khỏi lòng đất cũng chứa một lợng nớc vỉa dới dạng nhũ. Lợng nớc
này càng tăng lên khi áp dụng các phơng pháp thứ cấp, tam cấp, bơm
ép nớc có phụ gia hoá phẩm... để tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ. Quá
trình xử lý nớc tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu đợc để đảm bảo
cho chất lợng dầu thô xuất khẩu và trong tơng lai đảm bảo cho chất l-
ợng nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu.
Để thực hiện nhiệm vụ này ngời ta tiến hành thu gom dòng sản
phẩm và bình chứa kết hợp với xử lý sơ bộ nhằm tách khí áp suất cao và
tách bớt phần nớc cũng nh tạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm.
Công đoạn này đợc thực hiện trên các giàn cố định (MSP). Sau đó là
công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đa dầu đã xử lý thô từ các giàn về
các trạm rót dầu không bến, kết hợp với việc xử lý triệt để, nhằm đạt
dầu chất lợng thơng phẩm.

này đợc hoàn chỉnh hơn.
Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực
tiếp hớng dẫn, các thầy cô khoa Dầu khí trờng Đại học Mỏ địa chất và
các cán bộ Phòng khai thác vận chuyển viện NCKH- TK dầu khí biển xí
nghiệp liên doanh VSP đã tận tình giúp đỡ đào tạo mọi điều kiện cho
tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp này.
Sinh viên: Lê Văn Tuấn.
Hà nội 1999.
Khoa Dầu Khí
2
®å ¸n tèt nghiÖp Lª V¨n TuÊn - K39
PhÇn I
Tæng quan má dÇu
Vietsopetro.
Khoa DÇu KhÝ
3
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng I
Vị trí điạ lý- điều kiện tự nhiên và
nhân văn khu vực mỏ.
I. Vị trí địa lý khu vực mỏ.
Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở lô số 09 thềm lục địa Việt nam của vùng biển Đông,
cách đất liền khoảng 110km và cách cảng dầu khí Vietsovpetro khoảng 130 km.
Trong khu vực có mỏ Rồng cách mỏ Bạch Hổ 35 km về phía Tây Nam.
II. Điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ.
1. Khí hậu:
Toàn bộ khí hậu vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa và đợc chia làm hai
mùa chính là: mùa ma và mùa khô.
Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, thời gian này chủ yếu có
gió mùa Đông Bắc, lợng ma rất ít cỡ 0,7 mm, độ ẩm trung bình 65%, nhiệt độ không

Khoa Dầu Khí
4
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng II
Lịch sử phát triển khu mỏ và tiềm
năng của mỏ.
I - Lịch sử thăm dò, khai thác.
Bồn trũng Cửu Long đợc các nhà địa chất quan tâm từ trớc ngày miền Nam
hoàn toàn giải phóng. Tính đến nay việc nghiên cứu bồn trũng Cửu Long nói chung,
mỏ Bạch Hổ nói riêng trải qua các giai đoạn sau:
1. Giai đoạn trớc 1975.
Công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trớc ngày Miền Nam giải phóng đợc
tiến hành bởi các Công ty dầu khí T Bản. Kết quả cho thấy rằng có khả năng tìm
thấy dầu khí trong tầng Kainozoi ở thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và mỏ
Bạch Hổ nói riêng. Mỏ dầu khí Bạch Hổ đợc công ty Mobil của Mỹ phát hiện bằng
các tài liệu địa chấn cho đến 1974 thì công ty này và một số công ty t bản khác tiến
hành khoan.
Công ty PECTEN khoan giếng hồng 1 X, dừa 1X, dừa 2X và mía 1X, công ty
Mobil khoan giếng Bạch Hổ 1X. Trong các giếng khoan trên đã tìm thấy dầu khí ở
tầng Mioxen hạ.
2. Giai đoạn 1975- 1980:
Sau ngày Miền Nam giải phóng, công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí vẫn
đợc tiến hành, thăm dò địa chấn lại và khoan các giếng thăm dò trên mỏ. Trên cơ sở
tài liệu cũ trớc 1975, kết quả thăm dò các tuyến địa chấn và các giếng khoan trên
khu vực mỏ Bạch Hổ nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung, Hồ Đắc Hoài
và Ngô Trờng San đã báo cáo tổng hợp đầu tiên mang tên: Cấu trúc địa chất và
triển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam.
3. Giai đoạn 1980 - nay:
Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đợc thành lập vào 19/6/1981. Sự kiện
này đánh dấu bớc phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khí

Đối tợng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạ
Đối tợng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thợng
Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã vạch
ra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lới 3 hàng khối theo kích thớc 400 x 400 m.
Khai thác các đối tợng I, II, III riêng biệt. Thực hiện bơm ép nớc ở đối tợng I, còn
đối tợng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau.
Năm 1988 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thành lập : Sơ đồ công nghệ
khai thác mỏ Bạch Hổ. Trong đó mỏ đợc phân ra 4 đối tợng khai thác:
+ Đối tợng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ
+ Đối tợng II: Tầng VI, VII, VIII của Oligoxen hạ
+ Đối tợng III: Tầng IX, X của Oligoxen hạ
+ Đối tợng IV: Tầng quay trở lại bao gồm tầng cát của Oligoxen thợng
Phân bố giếng là 3 hàng 600 x 600 cho tầng Oligoxen hạ một hàng khối, 400
x 400 m cho tầng Mioxen hạ. Quỹ giếng đề nghị là 347 giếng trong đó có số lợng
giàn khoan khai thác, số lợng giàn là 13. Do đó số lợng giàn quá cao làm ảnh hởng
Khoa Dầu Khí
6
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
đến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này không đợc
chấp nhận.
Đến ngày 1/10/1991 sau khi tính toán lại trữ lợng các tầng lập ra dự án cho
bốn đối tợng và chọn ra dự án phân bố giếng khoan tối u I. Bốn đối tợng khai thác
là:
+ Đối tợng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ
+ Đối tợng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ
+ Đối tợng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ
+ Đối tợng IV: Tầng móng.
Đến nay Vietsovpetro đã khai thác đạt 50 triệu tấn. Dự kiến giai đoạn 1996
ữ2000 sẽ đạt 49 triệu tấn, kế hoạch năm 1996 ữ2000 là giai đoạn trực tiếp tục nâng
cao sản lợng dầu mỏ Bạch Hổ khai thác mỏ Rồng ở mức độ công nghiệp, hoàn thiện

không lớn. Tuy nhiên cũng không thu đợc những dòng dầu công nghiệp, sau khi
thực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng. Rõ ràng ở đây cần
áp dụng phơng pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chất hoà
tan ngăn chặn việc xâm nhập đang dịch vào vỉa lúc mở vỉa.
Khoa Dầu Khí
8
®å ¸n tèt nghiÖp Lª V¨n TuÊn - K39
H×nh 1 - VÞ trÝ cña má B¹ch Hæ trªn B×nh §å cÊu tróc khu vùc
Khoa DÇu KhÝ
9
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
III. Sơ lợc địa chất vùng mỏ.
Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda,
thềm lớn nhất trong số các bồn ven phía Tây nam Thái Bình Dơng. Sự hình thành
cấu trúc hiện tại của Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Vifơ, bắt đầu từ giai
đoạn Kreta muộn. Sự mở rộng phụ bồn Tây Nam trong đó có thềm lục địa Việt Nam
xảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn).
Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùng
tạo địa hào Vifơ. Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn. Tốc độ sụt
lún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặc tr-
ng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn. Nằm xen kẽ với
các đối năng có móng nền Kainozoi.
Hoạt động mác ma chính trong thời kỳ Kainozo muộn có tác động nhất định
đến kiến trúc cấu tạo chung của thềm lục địa Nam Việt Nam. Chỉ riêng phần Tây
Bắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạt
tới 1 triệu km
3
với độ dày không lớn lắm. Khác với bồn trũng khác trong thềm
Sunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sờn địa khối ổn
định (Inđonesia) bán đảo Đông Dơng. Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức hệ

, II, III, IV, V.
Trong phụ thống Oligoxen có các tầng VI, VII, VIII, IX, X.
Các vỉa tìm đợc thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởi
màng chắn kiến tạo và địa tầng. Mặt tiếp xúc dầu - nớc ở các vỉa này đợc quy ớc đặt
ở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định. Mặt tiếp xúc dầu nớc ở vòm Bắc có
độ sâu là 2813 m ữ 2860 m, vòm Nam 2824 ữ 2876 m. Ranh giới dầu nớc ở tầng vỉa
Oligoxen hạ (V - X) quy ớc ở 4348 m. Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn về cấu tạo
thể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa. Đặc trng của tầng này là
áp lực dị thờng vỉa cao bằng 1,6 ữ 1,7 lần áp suất cột thuỷ tĩnh.
II. Tính chất cơ lý cuả đất đá.
Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố.
Tầng 1: Có độ sâu từ 0 ữ520 m đất đá có tỷ trọng là:2,65 g/cm
3
, độ chứa sét
là 30%, giới hạn bền là 4 ữ8 kg/cm
3
, độ cứng đất đá 5 ữ 7, còn ở sét là 1 ữ1,5, tầng
này là tầng đất đá mềm và bở rời.
Tầng 2: Có độ sâu 520 ữ1273 m: đất đá có tỷ trọng là 2,03 g/cm
3
, độ rỗng
xốp 30%, tầng đất đá mềm bở rời.
Tầng 3: Có độ sâu 1273 ữ 2627 m: đất đá có độ cứng trung bình tỷ trọng là
2,1 g/cm
3
, độ rỗng 24 ữ28%, độ thẩm thấu 150 ữ180, độ chứa sét 50%, độ chứa
Cácbonat 1 ữ 20%, giới hạn bền là 16 ữ20 kg/cm
3
.
Tầng 4: 2627 ữ2980 m, đất đá mềm xen lẫn cát, độ cứng trung bình.

(m
3
/nđ)
Yếu tố khí
(m
3
/m
3
)
% CO
2
Hệ số
nén
2990ữ 3020
3060 ữ3090
3090ữ 4220
4220 ữ4270
nguyên
sinh
nt
nt
nt
0,73
0,73
0,64
0,64
0,86
0,86
0,83
0,83

) (Xem bảng 2)
Bảng 2 - Bảng đặc tính của khí ở mỏ
Độ sâu (m) % CO
2
So với không
khí (g/cm
3
)
Yếu tố khí
(m
3
/m
3
)
áp suất giảm
khi mở vỉa
(đơn vị)
áp suất giảm
cho phép mở
vỉa (at)
2885 ữ2935
3165 ữ3215
3405 ữ3415
3455 ữ3515
3535 ữ3565
3565 ữ3585
3625 ữ3695
3695 ữ3715
3715 ữ3785
0,03ữ0,04

28
28
28
28
28
100ữ150
100ữ150
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
V - Độ chứa nớc của các collectror
Khoa Dầu Khí
12
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Theo tài liệu nghiên cứu mỏ Bạch Hổ và của viện nghiên cứu khoa học và
TKDK biểu, thành phần nớc khoáng trong vỉa là:
- Tầng Mioxen vòm Bắc: 6 g
- Tầng Oligoxen hạ thờng gặp 2 loại muối: Cacl
2
và Hyđrô cacbonat natri có
độ khoáng thấp hơn 6,64 g và chỉ nhận đợc trong khuôn khổ vòm Bắc.
Nớc ở vòm Nam thuộc loại nớc canxiclorua, có độ khoáng hoá tăng theo h-
ớng Tây Nam. Nớc thuộc trầm tích Oligoxen dới nằm trên các tầng sản phẩm chính
chứa NaHCO
3
có độ khoáng hoá 5g. Theo bảng phân loại nớc khoáng thì mỏ Bạch

khi mở
vỉa (at)
Giảm áp khi
thử vỉa (at)
2788ữ2826
0,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37
100 ữ 150
2877ữ2891
0,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29
100 ữ 150
3190ữ3201
0,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 31
100 ữ 150
3243ữ3272
1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28
100 ữ 140
Khoa Dầu Khí
13
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng IV
Tình hình khai thác ở mỏ xí nghiệp
liên doanh Vietsovpetro và những kinh
nghiệp thu gom, vận chuyển và xử lý dầu
ngoài khơi trên thế giới.
I - Tình hình khai thác dầu khí của VSP.
Mỏ Bạch Hổ đợc đa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dới năm 1986,
Oligoxen dới năm 1987, và tầng móng năm 1988. Trình đến quý I năm 1997, Xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác, 17%
giếng bơm ép, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy. Trong 100% giếng khai thác chỉ
có 64% giếng khoan tự phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14% giếng ngừng

Khoa Dầu Khí
14
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
1. Mỏ West - Willington (Mỹ).
Dầu đợc khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan đợc đa ra
đảo. Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 đợc dẫn đến ngời tiêu thụ, còn dầu lẫn nớc với
khí còn sót lại đợc bơm vào hệ thống ngầm vào bờ. Tại đây dầu sẽ đợc xử lý tới điều
kiện tiêu chuẩn. Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ống dẫn dầu, 2 ống dẫn
khí và một ống dẫn ngợc chất thải.
2. Mỏ Ekarix (Nauy).
Mỏ Ekarix của khu vực Nauy thuộc Biển Bắc cách bờ 290 km, độ sâu biển 73
m. Trong giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ sản phẩm của giếng khoan đợc
tách 2 bậc ở giàn và đo. Dầu chỉ đợc khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầu chứa.
Khí đợc đốt ở hệ thống đốt.
Giai đoạn 2 của quá trình xây dựng thêm mỏ đợc lắp đặt một giàn công nghệ
bằng bê tông và thép. Trên giàn có một bể chứa dầu dung tích 159.000 m
3
. Dầu từ
giàn đợc vận chuyển vào khu căn cứ trên bờ Tesid (Anh) qua đờng ống 330 mm
với chiều dài 350 km, còn khí đợc vận chuyển qua đờng ống 880 mm với chiều
dài 418 km tới Emden (CHLB Đức).
Dầu cùng với khí còn sót lại đợc vận chuyển bằng 3 trạm bơm. Khí đợc vận
chuyển bằng hai trạm nén khí.
3. Mỏ Bazil.
ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 mỏ khai thác. Độ sâu mức nớc biển là
150 m, cách bờ 80 km. Hỗn hợp dầu khí theo đờng ống dẫn đến trạm thu gom đợc
lắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu. Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nớc (3 pha) và
một bình đo, hai máy tách nớc bằng điện, một thiết bị làm sạch nớc và hai bể chứa
dầu thơng phẩm. Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400 m
3

PhÇn II
Thµnh phÇn, tÝnh chÊt vµ ph©n
lo¹i dÇu th«
Khoa DÇu KhÝ
17
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng I
Thành phần và tính chất chung của
dầu mỏ
I - Thành phần dầu mỏ.
Dầu mỏ của Vietsovpetro nói riêng và dầu mỏ nói chung, ngoài một số tính
chất đặc trng của từng loại dầu hoặc của từng mỏ nh hàm lợng của từng thành phần
trong dầu, khối lợng riêng, độ nhớt... thì hầu hết chúng đều có những đặc điểm
chung.
Về cấu tạo: Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp nhất của thiên nhiên do hai
nguyên tố cấu tạo nên: hydro và cacbon.
Về nguồn gốc: Nguồn gốc của dầu mỏ vẫn đang là vấn đề gây tranh cãi mặc
dù nguồn gốc hữu cơ vẫn đang thắng thế và đang đợc tìm kiếm thăm dò. ở điều
kiệnvỉa hoặc điều kiện môi trờng mà nhiệt độ trên 30
0
C (tuỳ theo thành phần
Parafin) thì dầu mỏ tồn tại ở thể lỏng. Các đặc tính vật lý của nó thay đổi trong một
giới hạn rất rộng, sự thay đổi này phụ thuộc vào điều kiện môi trờng nh nhiệt độ, áp
suất phụ thuộc vào thành phần hoá học của từng loại dầu.
Qua nghiên cứu cho thấy Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydro cacbon,
chúng chiếm từ 60 ữ 90% khối lợng của dầu. Trong đó gồm các nhóm:
+ Nhóm hydro cacbon parafinic (C
n
H
2n + 2

ở trạng thái lỏng, > C
11
ở trạng thái rắn.
+ Nhóm Hydro cacbon Anomatic (C
n
H
2n - 6
)
Nhóm này có mặt trong dầu thô dới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ
1 ữ 2% thành phần dầu thô.
+ Các hợp chất có chứa oxy, nitơ, lu huỳnh.
Khoa Dầu Khí
18
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất
không thuộc loại này mà phần lớn là Asphanten - smol có chứa trong nó hợp chất
của O
2
, N
2
, S. Trong đó:
- Hợp chất với O
2
chiếm hàm lợng khá lớn trong Asphanten có thể tới 80%,
tồn tại chủ yếu dới dạng axit Naften nh Asphan và fenol.
- Hợp chất với N
2
quan trọng nhất là pocfirin. Đây là sản phẩm chuyển hoá từ
Hemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật. Điều này chứng tỏ nguồn gốc hữu cơ
của dầu mỏ. Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ 200

0
C, với nớc là 4
0
C. Khi đó ký hiệu tỷ trọng của dầu ở điều kiện tiêu
chuẩn là
4
20
và qua thí nghiệm xác định đợc của nớc ở 4
0
C = 1.
Đôi khi ngời ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọng t-
ơng đối. Xác định tỷ trọng tơng đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn nh sau:

4
T
=
4
20
- (T - 20); (2)

4
T
- Tỷ trọng tơng đối của dầu ở nhiệt độ T.
- Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 1
0
C thì = 0,0174.
Đối với sản phẩm giếng bao giờ cũng chứa một hàm lợng nớc nhất định. Khi
đó xác định khối lợng riêng phải tính đến sự ảnh hởng của nớc. Công thức tính nh
sau:


học. Việc xác định độ nhớt của một loại dầu phải căn cứ vào mô hình đờng cong
chảy của nó. Nghĩa là phải xác định đợc loại dầu đó là chất lỏng Newtơn hay Phi
Newtơn. Sau đó dựa vào phát triển đặc tính lu biến của chất lỏng đã xác định để tính
toán độ nhớt.
Hình 2 - Mối quan hệ giữa ứng suất trợt và vận tốc trợt của chất lỏng
- Khi dầu là chất lỏng Newtơn (Hình 2, đờng 1) thì việc xác định độ nhớt
động lực học không gặp khó khăn. Thông qua phơng trình Newtơn:
= à Rút ra: à = = tg (4)
: ứng suất trợt, Pa.
à: Độ nhớt động lực học của dầu thô; PaS.
: Vận tốc trợt, S
-1
- Khi chất lỏng dầu là Phi Newton thì việc xác định à rất phức tạp, tuỳ theo
mô hình đờng cong chảy đã xác định đợc trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ với du/
dr mà tính toán cụ thể:
Khoa Dầu Khí
20


1
du/dr
2
3
4

st

p

st

: ứng suất trợt tĩnh, dựa vào
st
để tính áp suất khởi động để phá trạng thái
tĩnh ban đầu.

p
: ứng suất trợt tơng ứng với mạng cấu trúc của dầu thô bị phá vỡ hoàn toàn.
Do độ nhớt phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ, qua nghiên cứu và thực nghiệm
ngời ta đã đa ra đợc công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này nh sau:
à = K . e
u (T = T0)
(8)
T, T
0
là
K, u là các hệ số thực nghiệm rút ra đợc khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệt
độ khác nhau.
Theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với đối tợng nghiên cứu là dầu thô
mỏ Bạch Hổ thì các giá trị K, u trong các khoảng nhiệt độ là nh sau:
T > 60
0
C à = 0,006 . e
- 0,01 T
38
0
C < T 61
0
C à = 0,03 . e
- 0,04 T
30

thành phần nh parafin, nhựa Asphanten có ảnh hởng quyết định tới nhiệt độ đông
đặc của dầu. Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển và
xử lý dầu thô.
4. Độ dẫn nhiệt:
Độ dẫn nhiệt là khả năng tuyền năng lợng nhiệt trên một đơn vị chiều dài khi
nhiệt độ tăng lên 1
0
C.
Độ dẫn nhiệt của dầu đợc đặc trng bởi hệ số dẫn nhiệt h
f0
h
f0
= 156,6 [1 - 0,47 . 10
-3
(7 + 273
0
)] /
20
; W/m
0
C (10)
Xét đến ảnh hởng của parafin:
h
fp
= (11)
h
fP
: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hởng của parafin.
h
fPa

Khoa Dầu Khí
22
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
biểu thị bằng tỷ số giữa công cần thiết để làm tăng diện tích bề mặt tên một đơn vị
(A) và diện tích bề mặt tăng thêm (F). Lực căng này gọi là sức căng bề mặt:
= (13)
6. Nhiệt dung riêng (C):
Nhiệt dung riêng là nhiệt lợng cung cấp cần thiết để làm 1 kg dầu tăng lên
1
0
C. Đơn vị là J/kg
0
C. Nhiệt dung riêng của dầu phụ thuộc vào nhiệt độ và hàm l-
ợng parafin tách ra:
C
0
= 31,56 (1687,5 + 3,39t) / [P
20
(1 - P) + P . C
P
] (14)
ở đây:
C
P
: Nhiệt dung riêng parafin (2710 J/kg
0
C)
C
0
: Nhiệt dung riêng của dầu ở t

. e
-0,3275 T
.
28
0
C < T 43
0
C P = 2,19 . e
-0,17 T
.
T 28
0
C P = 0,197 . e
-0,0312 T
.
Nếu kể đến ảnh hởng của nớc thì theo công thức
C = (1 - w) C
0
+ w.C
w
. (15)
C
w
: Nhiệt dung riêng của nớc.
W: Hàm lợng của nớc (% theo thể tích).
III - ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin và
thành phần nhựa Asphanten đến dầu thô.
Nghiên cứu ảnh hởng này để nhằm tìm ra nguyên nhân cơ bản tác động xấu
đến quá trình thu gom vận chuyển và xử lý dầu thô:
1. ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin.

vào tính chất của chất khuếch tán và môi trờng khuếch tán.
D = (17)
B: Hằng số đối với mỗi loại dầu.
à: Độ nhớt động lực học của dầu (Pa.S)
dc/dr: Građien nồng độ parafin rắn hoà tan theo nhiệt độ (
0
C/m).
Dấu (-) thể hiện nồng độ parafin rắn hoà tan giảm khi khoảng cách (tính từ
tâm) tăng.
+ Cơ chế phân tán trợt: Trong khi dầu đợc vận chuyển trong ống, ngoài cơ
chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hớng chuyển động theo dòng
chảy. Lớp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinh
trên thành ống làm chúng trợt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọi
đây là sự phân tán trợt. Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sự lắng
đọng các parafin đã đợc kết tinh ở cơ chế khuếch tán. Do vậy sự hình thành lắng
đọng parafin kết tinh theo cơ chế này kém bền vững hơn so với kết tinh parafin theo
cơ chế khuếch tán. Cơ chế phân tán trợt phụ thuộc vào tốc độ trợt, hình dáng hạt
parafin kết tinh.
Khoa Dầu Khí
24
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
+ Cơ chế trọng lực: Cũng nh các vật chất khác, các phần tử parafin rắn hoà
tan luôn chịu tác động của trọng lực. Tác động này làm cho chúng chuyển động rơi
trong môi trờng dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dới. Tốc độ lắng đọng parafin
của các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy. Do vậy ở đầu
các tuyến ống, năng lợng dòng chảy lớn do cha có tổn thất thuỷ lực, tốc độ lắng
đọng parafin thấp nên khối lợng lắng đọng bao giờ cũng nhỏ hơn so với đoạn cuối
ống dẫn, vì ở đây năng lợng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọc đờng cộng với tổn
thấ cục bộ (nếu có). Dẫn đến tốc độ lắng đọng của parafin rắn hoà tan lớn hơn.
Trong ba cơ chế thì cơ chế khuếch tán là quan trọng nhất, nó đóng vai trò