MỤC LỤC
MỤC LỤC...........................................................................................................................................1
LỜI MỞ ĐẦU......................................................................................................................................4
CHƯƠNG I.........................................................................................................................................6
TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG.........................................................................................................6
1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng.........................................................................................6
1.1.1 Vị trí địa lý.............................................................................................................................6
1.1.2 Khí hậu vùng mỏ...................................................................................................................6
1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển...................................................................................8
1.3 Địa chất và địa vật lý..............................................................................................................11
1.3.1 Địa tầng..............................................................................................................................11
1.3.2 Cơ sở cấu trúc.....................................................................................................................13
1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng.......................................................................................14
1.4.1 Tính chất hóa học chung:....................................................................................................15
1.4.2 Tính chất vật lý:...................................................................................................................17
1.5 Tính chất lưu biến của dầu thô..............................................................................................19
1.5.1 Các thông số ảnh hưởng đến tính lưu biến của dầu thô.....................................................25
1.5.2 Tính chất lưu biến của dầu thô mỏ Đại Hùng......................................................................28
CHƯƠNG II.......................................................................................................................................30
LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ ẢNH HƯỞNG CỦA PARAFIN ĐẾN QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU THÔ
TRONG ĐƯỜNG ỐNG......................................................................................................................30
2.1.Hiện tượng lắng đọng parafin................................................................................................30
2.2 Cơ chế lắng đọng parafin.......................................................................................................31
2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng parafin........................................................32
2.3.1 Nhiệt độ..............................................................................................................................32
2.3.2 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan..................................................................33
2.3.3 Tốc độ dòng chảy................................................................................................................33
2.4 Tốc độ lắng đọng parafin trong đường ống............................................................................35
2.5 Ảnh hưởng của lắng đọng parafin đến hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu.............37
CHƯƠNG III......................................................................................................................................40
CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC

5.1.3 Phao CALM.........................................................................................................................61
5.1.4 . Tàu chứa nổi và xuất dầu (FSO).........................................................................................61
5.1.5 Hệ thống ống mềm phục vụ khai thác các giếng ngầm.......................................................62
5.2 Cơ sở lý thuyết phục vụ công việc tính toán đường ống từ ĐH2 - ĐH1..................................65
5.2.1 Nhiệm vụ tính toán thủy lực...............................................................................................65
5.2.2 Tính toán nhiệt...................................................................................................................66
5.2.3 Các nguyên tắc tính toán....................................................................................................66
5.2.4 Các công thức cơ bản để tính toán thủy lực đường ống vận chuyển chất lỏng một pha....67
5.2.4.2 Công thức tính tổn hao cục bộ (Hc).............................................................................72
5.2.4.3 Góc nghiêng (độ dốc) thủy lực của đường ống............................................................73
5.2.4.4 Quan hệ giữa tổn thất do ma sát (Hd) và lưu lượng đường ống Q..............................75
5.2.4.5 Phương trình cơ bản tính toán thủy lực đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí..........76

2


5.3 Áp dụng cho công tác tinh toán trên đường ống dẫn dầu ĐH2- ĐH1.....................................78
5.4.Vận hành và bảo trì hệ thống khai thác và đường ống vận chuyển trên toàn mỏ Đại Hùng. .82
KẾT LUẬN CHUNG............................................................................................................................85

3


LỜI MỞ ĐẦU
Trong giai đoạn phát triển của đất nước hiện nay, cùng với tốc độ phát
triển của nền kinh tế và quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước,
năng lượng là một nhu cầu cấp bách, mang tính sống còn và giữ vai trò quan
trọng. Ở nước ta công nghiệp dầu khí là ngành công nghiệp mũi nhọn đóng
góp đáng kể vào ngân sách nhà nước.
Cùng với bề dày lịch sử phát triển của dầu khí Việt Nam nói chung, mỏ Đại

đỡ em hoàn thành đồ án này. Trong quá trình xây dựng đồ án chắc chắn
không tránh khỏi các sơ suất về kiến thức và phương pháp trình bày. Rất
mong nhận được sự đóng góp của thầy cô và bạn bè.
Em xin chân thành cảm ơn!

5


CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG
1.1 Vị trí địa lý và khí hậu mỏ Đại Hùng
1.1.1 Vị trí địa lý

Mỏ Đại Hùng nằm ở Lô 05.1a, ngoài khơi thềm lục địa phía Nam Việt Nam,
thuộc bể trầm tích Nam Côn Sơn với diện tích 530,14 km2, cách Vũng Tàu
265 km về hướng Đông Nam. Chiều sâu mực nước biển tại mỏ trung bình là
110m.

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng
1.1.2 Khí hậu vùng mỏ

Mỏ Đại Hùng nằm trong đới khí hậu xích đạo, mỗi năm có hai mùa, mùa mưa
từ tháng 4 đến tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau.
6


Nhiệt độ trên bề mặt và đáy biển xấp xỉ nhau. Vào mùa khô hang năm,
nhiệt độ trung bình trên bề mặt từ 270C đến 280C, mùa mưa từ 290C đến 300C.
Tại trạm khí tượng tại vùng nghiên cứu thì tháng có nhiệt độ thấp nhất là
tháng giêng với nhiệt độ 26.20C, cao nhất là tháng 5: nhiệt độ đến 30.5 0C.Ở


1.2.Lịch sử tìm kiếm-thăm dò và phát triển

Lịch sử tìm kiếm - thăm dò và phát triển mỏ Đại Hùng có thể chia ra các
giai đoạn:
• Giai đoạn trước năm 1975
- Công ty Mobil-Shell đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D trên khu vực này
với mạng lưới tuyến 2x2 km vào các năm 1973-1974.
- Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng đầu tiên BB-1X tại cấu
tạo Đại Hùng và dừng lại ở chiều sâu 1750m trong trầm tích Plioxen.
• Giai đoạn từ năm 1975 đến năm 1993
- Năm 1985-1986 Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địa chấn
2D với
mạng lưới tuyến 1x1 km trên cấu tạo Đại Hùng. Công tác thu nổ và
minh

giải do Tổng công ty Dalmornhefchegeophsica thực hiện.
- Năm 1988 Vietsovpetro đã tiến hành khoan giếng khoan thăm dò đầu

tiên 05-DH-1X trên cấu tạo Đại Hùng. Kết quả thử vỉa 11 tầng sản phẩm
trong khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen đã
cho dòng dầu với lưu lượng lớn nhất đạt 3.088 thùng/ngày tại côn 64/64”.
Tiếp theo, năm 1989-1991 Vietsovpetro đã tiến hành khoan thăm dò với các
giếng 05-DH-2X và 05-DH-3X ở cánh Đông và cánh Tây của cấu tạo Đại
Hùng. Kết quả thử vỉa giếng 05-DH-2X cho dòng dầu công nghiệp trong 7
tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng
05-DH-3X là giếng khô.
- Năm 1991 Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát 238 km 2 địa chấn 3D
với khoảng cách tuyến là 100 m. Công tác thu nổ và xử lý được thực
hiện bởi công ty GECO-PRAKLA. Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấy

gian 1997-1999 Petronas tiếp tục duy trì khai thác tại khu vực khai thác sớm.
Giếng khoan khai thác bổ sung DH-5P được khoan tại khối G và đưa vào
khai thác từ

tháng 10/1998 với lưu lượng dầu ban đầu khoảng 3.000

thùng/ngày. Hoạt động khoan thẩm lượng bổ sung trong giai đoạn này không
được tiến hành.
- Từ 8/1999 đến 8/2003 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về
Vietsovpetro. Trong thời gian này Vietsovpetro đã tiến hành khoan thêm 04
giếng thẩm lượng (DH-9X, DH-10X, DH-11X, DH-12X) và 03 giếng khai
9


thác (DH-8P, DH-9P, DH-10P). Giếng DH-9X được khoan tại khối L, kết quả
thử vỉa cho lưu lượng dầu 2.536 thùng/ngày từ tầng chứa cát kết. Giếng
DH-10X được khoan tại khối B, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng
không đáng kể (425 thùng/ngày từ cát kết và 258 thùng/ngày từ tầng
móng). Giếng DH-11X được khoan tại khối G với mục đích thăm dò tầng
móng, kết quả thử vỉa không cho dòng dầu. Giếng DH-12X được khoan tại
cánh sụt phía Đông, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng 6.456
thùng/ngày từ đá vôi.
- Các giếng khoan khai thác DH-8P, DH-9P và DH-10P được khoan tại
khối K+J với mục đích khai thác dầu và sau đó giếng DH-8P sẽ được chuyển
sang bơm ép nước đểduy trì áp suất vỉa cho khối K. Song song với công tác
khoan thẩm lượng, hoạt động khai thác tiếp tục được duy trì tại khu vực khai
thác sớm với 06 giếng có sẵn, trong đó giếng DH-2P là giếng bơm ép nước.
- Ngày 31 tháng 7 năm 2003, mỏ Đại Hùng dừng khai thác để tiến
hành sửa chữa giàn FPU-DH01 tại đà.
- Tháng 9/2003 mỏ Đại Hùng đã được bàn giao cho Công ty Thăm dò

1.3 Địa chất và địa vật lý
1.3.1 Địa tầng

Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn với diện tích mỏ khoảng
28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Macma trước Đệ
Tam và các phân vị địa tầng tích có tuổi từ Đệ Tam đến Đệ Tứ.
Trầm tích Đệ Tam được phân chia nhỏ hơn: Hệ Neogen - Thống Mioxen gồm
các địa tâng: Mioxen dưới, Miocen giữa, Mioxen trên và hệ Neogen – Đệ Tứ
gồm các phân vị địa tầng: Plioxen, Đệ Tứ. Tổng chiều dày của các tầng trầm
tích Đệ Tam thay đổi trong khoảng từ 2.000-2.500m.
-

Các tầng trầm tích Mioxen dưới là trầm tích lục nguyên bao gồm các

tập cát sét xen kẽ và xen kẹp các lớp than, các tầng trầm tích được phân bố
11


rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng. Tầng trầm tích Mioxen dưới được phân chia
nhỏ hơn thành 3 tập có đặc điểm khác nhau: Tập trầm tích lục nguyên lót đáy;
tập trầm tích lục nguyên chứa than; tập trầm tích lục nguyên hạt mịn. Tập
trầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc phát
triển khai thác mỏ Địa Hùng. Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng và
khai thác mỏ, các tài lieeujminh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồ
cấu trúc, phân bố của tầng trầm tích Mioxen dưới toàn bộ mỏ. Do đặc điểm
trầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập
cát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng
đứng. Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tích
Mioxen dưới thành 7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khác
nhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếng

13


nhau. Về cấu trúc mỏ được chia thành các cấu trúc: tầng móng, Mioxen sớm,
Mioxen giữa, Mioxen muộn.
-

Tầng móng mỏ Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt phức tạp bởi hệ

thống đứt gãy. Phần cao nhất của móng ở khố L và thấp dần về phía Tây. Ở
phía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và khối F.
- Tầng cấu trúc Mioxen dưới: Tầng cấu trúc này được thể hiện trên các
bản đồ cấu tạo của các tang phản xạ H200, H150, H140, H100 và H90. Nhìn
chung hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ Đại
Hùng thành nhiều khối có sự khác nhâu về thủy động lực và nhiều đứt gãy
mang tính màn chắn.
- Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầng
phản xạ H30( Nóc tầng đá vôi). Nhìn chung bình đồ cấu trúc của tầng này khá
ổn định.
- Tầng cấu trúc Mioxen trên khá bằng và được mở rộng. Các hoạt động
của đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuối
Mioxen.
1.4 Tính chất của dầu thô mỏ Đại Hùng

Bảng 1.1 Tính chất dầu thô mỏ Đại Hùng
STT
1
2
3
4

14

ĐƠN VỊ

KẾT QUẢ

g/ml
–
0
API
cSt
C
%KL
–
%KL
%KL
%KL
%KL

0,8708
0,8713
30,90
7,09
4,67
27
17,60
260,71
3,61
6,60
1,75

Hàm lượng tạp chất cơ học
Hàm lượng Vanadium
Hàm lượng Niken
Nhiệt lượng cháy trên
Nhiệt lượng cháy dưới
Tổng C1-C4 trong dầu
Thành phần phân đoạn chưng
cất đến
200oC
350oC
500oC

%KL
–
psi
mgKOH/g
%KL
ppm
ppm
KCal/kg
KCal/kg
%KL
%KL
%KL
%KL

12,62
12
1,96
0,15


Khi n tăng thì nhiệt độ nóng chảy và nhiệt độ bốc hơi tăng, các
Hydrocacbon nóng chảy từ C5H12 đến C7H36 bốc hơi khoảng từ 28÷300 oC,
đây chính là thành phần của xăng và dầu hỏa, xăng chứa các Hydrocacbon từ
C11H24 đến C17H36.
Napten (Xycloalkan): Là một Hydrocacbon caaustrucs mạch vòng no
có công thức tổng quát CnH2n (n ≥3), các Hydrocacbon đã hoàn toàn bão hòa.
Trong thức tế dầu mỏ n thường có giá trị từ 6÷12 và dẫn xuất alkyl
CnH2n-2 (n≥2), có liên kết mỗi nối trong ba mạch và bộ hai nối đôi trong mạch,
số nhánh và số vòng càng tăng thì trọng lượng phân tử của nó cũng tăng lên,
Aren: Hay Hydrocacbon thơm có công thức chung CnH2n-6 (n≥6). Chiếm
tỉ lệ nhỏ trong dầu thô gồm Benzen và đồng đẳng của nó.
Thành phần các họ trên thay đổi tùy theo mỏ dầu, thường ở trong khoảng
sau:
- Alkan (Hydrocacbon no)
34÷70%;
- Naften (Hydrocacbon không no)
7÷38%;
- Aren (Hydrocacbon thơm)
12÷47%;
Ngoài ra trong dầu thô còn có các hợp chất phi hydrocacbon sau:
- Các chất nhựa – Asphalten: có hàm lượng thay đổi từ vài phần nghìn
đến vài chục phần trăm, dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng keo từ 13,2% ÷
26,5% phụ thuộc vào tầng dầu.
- Các hợp chất chứa Nito: Ở trong dầu thô có thể ở dạng hợp chất hoặc
khí hòa tan. Hợp chất đáng chú ý nhất của Nito trong dầu thô là Poocfiarin,
theo thuyết hữu cơ về nguồn gốc dầu mỏ thì đây là sản phẩm phân hủy của
Hemoflobin động vật và Poocfiarin thực vật. Nói chung là sự có mặt của Nito
sẽ ảnh hưởng không tốt đến dầu mỏ.
- Các hợp chất chứa oxy: gồm các axit béo, axit Naphten nằm trong


+ α.(20-t)

Trong đó :
t

d

là khối lượng riêng cảu dầu mỏ ở điều kiện tiêu chuẩn.

20
d

là khối lượng riêng của dầu mỏ ở điều kiện nhiệt độ t0C

α là hệ số giãn nở thể tích, có thể tra cứu từ sách, nó phụ thuộc vào chất
lượng của dầu mỏ
Đơn vị khối lượng riêng : g/cm3; kg/dm3; t/m3; API0
Khối lượng riêng của dầu mỏ dao động trong khoảng 0.7-1.1 g/cm3. Dầu nhẹ
có

<0.828, dầu trung bình 0.837-0.861 và dầu nặng > 0.8848 g/cm3.

Nhận xét : Dầu thô mỏ Đại Hùng thuộc loại dầu trung bình có khối lượng
riêng ở 150C là 0.8708 g/cm3 và tỉ trọng d60/60 là 0.8703 g/cm3
1.4.2.2. Độ nhớt:
Độ nhớt hay còn gọi là ma sát trong là tính chất đặc biệt của các phần tử chất
lỏng hay chất khí chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa chúng dưới tác
động của ngọai lực.
F = µ.

khối lượng riêng của chất lỏng.
1.4.2.3 Độ hòa tan và khả năng hòa tan của dầu mỏ:
Dầu mỏ và các sản phẩm của dầu mỏ ít hòa tan trong nước. Độ hòa tan của
hydrocacbon có cùng số lượng nguyên tử cacbon tăng lên theo chiều tạo ra
mạch vòng. Có nghĩ là độ hòa tan của hydrocacbua tăng lên theo chiều
parafin – Naften- Aromatic.

18


Độ hòa tan trong nước của hydrocacbon giảm đi khi nhiệt độ áp suất
giảm và độ khoáng hóa của nước tăng. Đặc biệt khi nhiệt độ tăng quá 1001500C độ hòa tan của dầu mỏ trong nước tăng lên rất nhanh. Dầu mỏ và các
sản phẩm của dầu mỏ dễ hòa tantrong các môi trường như: est dầu mỏ,
beezen, clorofooc, tetraclorua cacbon… Chính các phân đoạn nhẹ của dầu mỏ
cũng là các dung môi rất tốt để hào tan dầu mỏ nói chung và các phân đoạn
nặng nói riêng. Độ hòa tan của dầu mỏ trong dung môi hữu cơ cũng phụ thuộc
vào các yếu tố, các đặc điểm giống như khi hòa tan trong nước
1.4.2.4 Nhiệt độ đông đặc:
Nhiệt độ đông đặc của dầu là nhiệt độ mà tại đó dầu sẽ mất đi tính linh động,
tức là trong dầu bắt đầu hính thành mạng parafin tinh thể khi các Parafin
chuyển từ huyền phù tự do sang huyền phù liên kết. Dầu mỏ và các sản phẩm
của dầu mỏ có nhiệt độ đông đặc cao sẽ rất khó trong hoặc không thể bơm
vận chuyển được trong các đường ống, không sử dụng được để chạy máy
trong mùa đông. Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng cơ bản
nhất là hàm lượng parafin. Dầu có chứa ít hoặc không chứa parafin nóng chảy
ở nhiệt độ âm 200C, trong khi dầu chưa nhiều parafin bị đông đặc thậm chí ở
nhiệt độ 300C. Nhiệt độ nóng chảy tăng lên theo chiều từ các phân đoạn nhẹ
đến các phân đoạn nặng của dầu, hàm lượng phân đoạn nặng càng nhiều nhiệt
độ nóng chảy cảu dầu càng cao.
1.5 Tính chất lưu biến của dầu thô

đường thẳng đi qua gốc tọa độ. Giá trị µ chính là tang của góc hợp với trục,
nó chỉ phị tuộc vào nhiệt độ và thành phần chất lỏng, đối với dầu chủ yếu là
hàm lượng khí hòa tan chứ không phụ thuộc vào dv/dr.
Trong tự nhiên, ta còn gặp các chất lỏng không tuân theo quy luật này,
được gọi là chất lỏng phi Newton. Gồm các chất lỏng giả dẻo, chất lỏng
dilatan cũng có đường cong chảy đi qua gốc tọa độ, tuy nhiên độ dốc đường
cong không phải là một hằng số.
Đường cong Dilatan (đường 2) có độ nhớt tăng dần với tốc độ biến dạng
do sự phân bố định hướng lại tập hợp các hạt chất rắn sao cho khoảng trống
20


giữa các hạt là bé nhất, độ rỗng của huyền phù tăng lên, một phần chất lỏng
được tách ra khỏi khoảng trống, giữa các hạt rắn hình thành các mặt tiếp xúc
trực tiếp không có chất lỏng, thiếu hẳn sự đàn bôi trơn nên ma sát tăng lên.
Hiện tượng thường gặp ở hệ thống phân tán thô có hàm lượng cao như huyền
phù nước nhiều cát, barit, sét keo thấp, oxit kim loại…

τ
4

5
3

2

µ

3
1

Mô hình phi tuyến cho hai loại chất lỏng này là mô hình Ostwald de
waele :
τ = µ (dv/dr)n (1.2)

21

dv/dr


µ và η được xem như là hai thông số lưu biến. Trong đó, khác với
(1.1),µ không phải là hằng số. η đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng.
η<1 là chất lỏng giả dẻo và η>1 là chất lỏng dilatant.
Phương trình 1.2 mô tả kết quả thí nghiệm cho đa số các chất lỏng phi
Newton và không có độ dẻo trong vùng tốc độ biến dạng trung bình. Ở vùng
biến dạng rất thấp hoặc rất cao, đường cong có thể tuyến tính theo quy luật
Newton. Mo hình này cũng có thể áp dụng cho huyền phù , vữa xi măng, các
sản phẩm dược thực phẩm,sinh học. dung dịch polyme, dung dịch khoan…
Ta còn bắt gặp một lọa chất lỏng có đường cong chảy không đi qua gốc
tọa độ, với giá trị ứng lực bé hơn một giá trị giới hạn nào đó τ0 thường gọi là
ứng lực cắt giới hạn hoặc ứng lực cắt động thì sẽ không có biến dạng, khi vượt giá
trị này mới bắt đầu chảy (đường 4). Khi τ < τ 0 trạng thái rắn, khi τ > τ 0 trạng thái
nhớt dẻo. Mô hình Bingham được xây dựng cho trường hợp này:

τ = τ0 + µ* (dv/dr) (1.3)
Hai thông số lưu biến là ứng lực giới hạn τ 0 và độ nhớt dẻo µ*, còn được
gọi là độ nhớt cấu trúc. Như vậy, Bingham đã đưa ra một chất lỏng có tính
chất dẻo, có thể áp dụng cho một chất rắn có tính chất nhớt. Ở trạng thái đứng
yên, chất lỏng có cấu trúc tinh thể như chất rắn( như mạng parain) để có dòng
chảy cần phải có ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc này và sau đó tuân theo
định luật Newton.

Chất lỏng nhớt thuần túy, loại không phụ thuộc vào thời gian, tốc độ
biến dạng chỉ phụ thuộc vào ứng lức cắt τ, bao gồm : chất lỏng Newton :độ
nhớt chất lỏng lưu biến phức hợp : có tính chung của các loại nêu trên.
Do là mô hình được dùng trong khoan khai thác. Nên chúng ta cần chi
tiết hơn về đường cong chảy cảu chất lỏng Bingham Svedop.
Dòng chảy của chất lỏng ở hai chế độ chảy tầng và chảy rối, chảy tầng
xảy ra ở tốc độ thấp, các hạt chuyển động theo đường thẳng với tốc độ khác
nhau. Trên thành ống tốc độ bằng không. Tốc độ cực đại đạt tại điểm giữa
ống, tốc độ điểm bất kì xa thành ống tỉ lệ thuận với lưu lượng và tỉ lệ nghịch
với độ nhớt. Khi vượt quamootj giá trị nào đó sẽ có chế độ chảy rối, lúc đó
các hạt trong ống không chuyển động theo đường thẳng. Trên thành tồn tại
một lớp chất lỏng chảy, ở các phần còn lại trên tiết diện có tốc độ như nhau.
Với chất lỏng Bingham, cần có một giới hạn lực cắt τT được gọi là giới hạn
chảy thực. sau khi vượt qua τT sẽ bắt đầu giai đoạn 2, ứng lực đủ lớn để đẩy
chất lỏng di chuyển như một nút chất rắn, nút được bôi trơn bởi một màng
mỏng chất lỏng gần thành ống, đường cong này tiếp tục cho tới τ c1 và là
23


đường thẳng. sau đó theo mức độ tăng của thành ống,ứng lực và tốc độ,
đường kính của nút sẽ giảm dần. Khi đạt tới giới hạn τ A, chế độ chảy dòng sẽ
bắt đầu và tiếp tục cho đến giới hạn τ c2 thì chuyển qua chảy rối. Nếu chúng ta
kéo dài đoạn τA – τc1 thì giao điểm với trục tung là giá trị τ 0 gọi là giới hạn
chảy Bingha, là giá trị dùng để tính toán lưu lượng hoặc giảm áp suất cho chất
lỏng Bingham. Giá trị τ0 =4/3 τc1.
Giai đoạn chảy chuyển tiếp từ nút sang dòng, trong ống tồn tại một phần
chuyển động nút như một chất rắn ở phần giữa ống và một phần chuyển động
như một chất lỏng có phân lớp. Trong phần chảy nút, tốc độ khong đổi của cá
phân tử phụ thuộc vào giảm áp ∆P tác dụng lên tiết diện. Sự tồn tại và kích
thước tiết diện này phụ thuộc vào tốc độ chuyển động, khi tốc độ tăng thì bán

khuynh hướng làm gia tăng độ nhớt của chất lỏng.
D: thông số tốc độ trượt của chất lưu, tác nhân này ảnh hưởng nhiều
đến độ nhớt của chất lỏng. Việc tăng vận tốc trượt có thể làm tăng hoặc giảm
độ nhớt.
T: thông số thời gian, nó ảnh hưởng đến độ nhớt của một vài chất lỏng
thuộc vào dạng chất lỏng có đặc tính lưu biến phụ thuộc vào thời gian.
Ngoài các thông số cơ bản nêu trên, một số các thông số đặc trưng sau
đây cũng ảnh hưởng đến đặc tính lưu biến của dầu thô:
1.5.1.1 Ảnh hưởng của hàm lượng nước
Sự xuất hiện của nước trong dầu làm tính lưu biến của dầu xấu đi đang
kể. Khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 15%, độ nhớt và ứng suất trượt
động của nhũ tương dầu – nước tăng lên một cách đáng kể. Bảng 1.2 và hình
1.5 cho thấy hàm lượng nước trong dầu càng tăng thì độ nhớt dẻo và ứng suất
25