1

LỜI 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 sự
nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Tuy nhiên dầu khí Việt Nam chủ
yếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam, độ
sâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích rộng. Hiện nay nguồn dầu khí
khai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam vẫn đang
tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và phát hiện các mỏ mới.
Những năm gần đây các mỏ mới phát hiện có trữ lượng không lớn, chính vì vậy
mà việc khai thác, thu gom, xử lý và vận chuyển sao cho có hiệu quả là rất quan
trọng, 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 toán
thủy lực đường ống vận chuyển dầu từ RC-DM (Mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi) về RP1”. 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 (Mỏ
Nam 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 để
xây dựng đồ án, nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn hạn chế, nên đồ án
chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm, góp ý của tất cả
các 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

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
09-1 và Lô 09-3.
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 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 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 09-3, 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


4

bản khác liên quan đến đánh giá trữ lượng, nghiên cứu thiết kế khai thác thử, xây
dựng mỏ, v.v...
Tổ hợp các bên tham gia đã triển khai lập dự án khai thác sớm, lên phương án, kế
hoạch thiết kế và xây dựng mỏ. Vietsovpetro đã khẩn trương xây dựng 2 giàn khoan
khai thác RC-4 và RC-DM, cải hoán giàn RP-1, xây dựng 122 km hệ thống đường
ống 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 này
trong thời gian 15 tháng. Đây là công trình dầu khí biển có tốc độ xây dựng nhanh
nhất trên thềm lục địa Việt Nam.
Ngày 29/12/2009, vào lúc 11h15’, Vietsovpetro đã tiến hành gọi dòng ở giếng
khoan DM-2X. Giếng khoan cho dòng dầu tự phun với lưu lượng 525 tấn/ngày

khí. Thành công này mở ra một hướng đi, mô hình hợp tác hiệu quả mới: đó là mô
hình hợp nhất, phát triển và điều hành chung mỏ. Dự án Nam Rồng – Đồi Mồi giúp
Vietsovpetro có thêm các phương án trong việc hoạch định chiến lược phát triển sản
xuất kinh doanh trong tương lai. Cụ thể là có thể sử dụng mô hình này trên cơ sở
hợp 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


6

1.2. Tính chất hóa lý của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
1.2.1. Thành phần
Bảng 1.1 : Các thành phần đặc trưng của dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
STT

Thông số

(1)

(2)

01
02

03

04
05
06

Độ nhớt động học (υ) – mm /s
Ở 500C
14,532
9,855
0
Ở 70 C
7,965
5,268
Nhiệt độ đông đặc - 0C
33,1
34,9
0
Nhiệt độ bão hòa parafin - C
56,1
59,9
0
Nhiệt độ chảy parafin - C
58,4
57,0
Thành phần hỗn hợp %
Lưu huỳnh
0,090
0,050
Nhựa hắc ín
11,42
5,52
Parafin
19,01
24,94
Muối

33,4
58,6
57,5

6,472
3,804
34,2
59,4
57,2

0,035
2,47
23,20
0,018
4,4
0,034

0,031
2,26
24,50
0,014
2,9
0,028

(6)

Dầu thô ở mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi có hai loại dầu chính là dầu Mioxen và
Oligoxen. Tùy từng loại dầu cụ thể mà có những tính chất khác nhau. Tính chất đặc
biệt của mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi là :
- Dầu thô mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi thuộc loại nhẹ, trọng lượng riêng nằm trong

thực 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 :
µd =

µ a .bd
1 + 4(bd − 1).µ a

(1.1)

Trong đó :
- bd : Hệ số giãn nở thể tích của dầu nằm trên bề mặt (do tính đến khí
trong dầu);
- µ a : Độ nhớt tuyệt đối của dầu đã tách khí ứng với nhiệt độ t của
vỉa, MPa.S;
Công thức 1.1 chỉ đúng trong khoảng từ áp suất khí quyển đến áp suất bão hòa,
bởi vì nó có kể đến sự nén dầu mỏ khi áp suất cao hơn áp suất bão hòa.
Bảng 1.2 : Ảnh hưởng của nhiệt độ đến độ nhớt của dầu
t > 61oC
38oC < t ≤ 61oC

µ = 0,06*e0,1*t
µ = 0,03*e0,4*t


8

µ = 3,74*e0,8*t
µ = 10,2*e0,16*t

38oC < t ≤ 38oC

0,866
0,65
0,213

Dầu đã được xử lý hóa phẩm
Ứng suất trượt Độ nhớt dẻo,
động, Pa
Pa.S
0,91
0,412
0,31
0,161
0,14
0,090
0,10
0,054
0,00
0,050

Hiện nay, để cải thiện tính lưu biến của dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi và ức chế
lắng đọng parafin, nhằm mục đích bảo đảm an toàn cho vận chuyển dầu theo đường
ống, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã phải sử dụng các hóa chất giảm nhiệt độ
đông đặc. Ngoài tác dụng làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu, chất phụ gia còn có
khả năng ức chế lắng đọng parafin trên thành ống. Các tính chất lưu biến của dầu
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 máy
bơm 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 vận
tốc lắng đọng cao hơn rất nhiều so với khi đã xử lý hóa phẩm và khi tăng nhiệt độ

7,0
50
8,0
61
8,0
Dầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi
39
6,0
42
6,5
48
8,5
53
8,5

5408
5250
3203
2757
4839
4771
3697
2040

Bảng 1.5: Lắng đọng parafin từ dầu mỏ của Vietsovpetro (đã xử lý hóa phẩm ở
nhiệt độ 80oC, định lượng 1000 ppm, thời gian thử nghiệm 7÷ 8h)
Nhiệt độ ngón tay
lạnh, oC

Nhiệt độ dầu, oC

2299
500 ppm CPR
CHƯƠNG II: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN
DẦU

2.1. Khái quát về đường ống vận chuyển dầu
Đường ống vận chuyển dầu khí đầu tiên được xây dựng ở nước Mỹ để vận
chuyển dầu thô. Trải qua hàng trăm năm phát triển, việc sử dụng đường ống dẫn
dầu, 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 nhiều
giếng 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 ống
vận chuyển dầu đa dạng cả ở trên đất liền, ngoài biển, trong nhà máy hóa học, trên
địa hình đồi núi... Đường ống dẫn vận chuyển dầu, khí từ biển vào trong đất liền dài
hàng trăm kilômet.


10

Nhu cầu tiêu thụ sản phẩm dầu khí tăng nhanh kéo theo đó là các dự án khai thác
dầu 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, độ
sâu nước lớn, kích thước đường ống tăng cùng với sự phát triển của khoa học kỹ
thuật.
Tại Việt Nam, tuyến ống đầu tiên được lắp đặt bởi xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro khi xây dựng mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi. Đến nay, trên thềm lục địa
nước ta đã có hàng ngàn kilômet đường ống các loại, trong đó có cả đường ống
mềm và các đường ống có kích thước lớn đưa khí vào bờ với chiều dài lên đến vài
trăm kilômet

pha, thông qua bình tách đo. Ở công đoạn này, nhiệm vụ chủ yếu là xác định số
lượng và tỷ lệ pha.
Khi sản phẩm luân chuyển trong hệ thống thu gom, phải qua các thiết bị công
nghệ để xử lý thì cùng với việc đo số lượng, cần phải thực hiện việc kiểm tra chất
lượng, 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 chẽ
theo 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 cầu
vận chuyển và chế biến như CO2, H2O, các loại muối hoà tan hoặc không tan. Nên
việc thu gom phải bảo đảm tách các pha, trước hết là tách khí, tách nước, tách muối
hoà 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 thành
phần nặng (từ propan trở lên), mang theo nước tự do ngưng tụ hoăc hơi nước và cá
biệt còn có thể chứa các khí chua. Vì vậy, trước khi vận chuyển đi xa, phải xử lý để
thu 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 chủ
yếu là nước vỉa, trước khi thải ra môi trường, hoặc tái sử dụng (để ép vỉa, làm
nguyên liệu cho công nghiệp hoá) cũng cần phải xử lý trước hết là lọc sạch các
váng dầu.
Để xử lý dầu thương mại, cần tiếp tục tách nước, tách muối và các tạp chất cơ
học.
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 xác
phụ thuộc vào thiết bị đo theo nguyên tắc trực tiếp hoặc gián tiếp, vào giá trị tuyệt
đối 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

2.2. Công dụng, thành phần , phân loại
2.2.1. Công dụng
Đường ống dẫn là con đường đầu tiên trong chuỗi truyền tải dầu, khí từ nơi khai
thác đến nơi tiêu thụ.
Đường ống dẫn có thể vận chuyển được rất nhiều các dạng chất lỏng khác nhau,
và nó có thể vận chuyển chất rắn.
Tuyến ống dùng để vận chuyển dầu và các sản phẩm dầu có đường kính từ 100 ÷
2

1400 mm với áp lực từ 12 ÷ 100 daN/cm được gọi là đường ống dẫn chính. Đường
ống dẫn chính có các chức năng sau:


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 tiêu
thụ (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 đường
ống tới các trạm xử lý dầu và khí, sau đó được chuyển tới các trạm cất chứa. Dầu
thô sau khi được xử lý sẽ vận chuyển vào các đường ống tới các trạm cất chứa. Các
phần chuyển tiếp khi vượt qua các chướng ngại vật thiên nhiên và nhân tạo. Dọc
theo 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 ta
còn lắp đặt thêm các trạm nén khí, các trạm phân phối khí. Khoảng cách giữa các
trạm 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 chúng
được kết hợp lại với nhau để vận chuyển dầu, khí, và các sản phẩm dầu mỏ từ vùng

+ 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 hợp
không lấp đầy thì có thể có áp lực, hoặc tự chảy. Các ống lấp đầy thường là ống vận
chuyển dầu thương mại, ống thu gom nước, còn ống thu gom trong hệ thống kín
thường không lấp đầy.
Trong ống tự chảy, chuyển động thực hiện nhờ trọng lực, gây ra bởi chênh
lệch cao trình ở hai đầu ống. Lúc đó nếu dầu và khí chuyển động riêng rẽ, đường
ống 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 0 C ), ống nhiệt (>50
0
C ) 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 gom
dầu, 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 và
đường 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 trường
không ăn mòn, ít ăn mòn (nếu như tính chất lám gỉ ống thép cacbon ≤ 0,1 mm/năm)




Ni,Cr,Cu

P

S

Si

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 giới
hạn chảy thấp nhất 67 ÷ 120 và cao nhất 77 ÷ 126, giới hạn bền kéo 77 ÷
134KG/mm 2 , 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 phù

biển lên tàu dầu hoặc truyền dầu từ tàu nọ qua tàu kia. Ngoài ra, ống mềm còn dùng
làm ống nâng, ống kiểm soát miệng giếng ngầm.
Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có hai loại chính, khác nhau về
mật 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. Đầu
nối 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 vỏ
Polyurethane, lớp vải, lớp kim loại - cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại lớp
dây sợi thứ hai và lớp lưới kim loại - cao su.


17

Bảng 2.2. Phân loại ống theo điều kiện làm việc


18

Bảng 2.3 : Đặc tính ống thép công nghệ do Nga sản xuất
Kích thước của ống
TT

Các loại ống

Đường
kính ngoài
(mm)

Bề dầy
ống

(mm)

1

Thép hàn

2

Ống hàn- kéo nguội và
cán nguội

3

Ống hàn với mối hàn
xoắn vít

4

Ống thép liền cán nóng

25 ÷ 530

2,5 ÷ 75

4 ÷ 12,5

Γ OTC 8732-70

5


3 ÷ 60

4,5

8

Ống thép liền chịu áp
lực cao

6 ÷ 13

2 ÷ 4,5

0,5 ÷ 4

Γ OTC 11017-64

9

Ống thép liền gia công
nóng băng thép không
gỉ

57 ÷ 325

3,5 ÷ 32

1,5 ÷ 10

Γ OTC 9940-72

Loại ống
∆
1. Ống thủy tinh và
kim loại màu
- Ống mới và nhẵn 0,001÷0,01
2. Ống thép không
hàn
- Mới sạch lắp đặt
tốt
- Ống cũ bình
thường
3. Ống thép hàn
- Ống mới và sạch
- Bị gỉ đã làm sạch
- Ống cũ bình
thường
- Ống cũ bị gỉ
- Ống cũ bị gỉ
nhiều, rất bẩn
4. Ống ngang
- Ống mới tráng
atphan
- Ống mới không
tráng
- Ống cũ bình
thường
- Ống rất bẩn
5.Ống thép tráng
kẽm
- Mới và sạch

0,2

0,2÷0,5

0,3

0,5÷1,5

1,0

Loại ống
6. Ống cao su, vải
- Ống cao su
- Sợi vải tẩm cao
su
7. Ống gỗ
- Bào cẩn thận
- Bào vừa phải
- Không bào

8. Ống xi măng
amiang
- Ống mới
- Ống cũ bình
thường

9. Ống bê tông
- Bề mặt chất
lượng cao
- Bề mặt trung

0,5

3

0,1÷0,2
0,4÷0,7

0,15
0,5

Ghi chú: Ống cũ bình thường - ống sau vài năm sử dụng; ∆tb : Giá trị trung bình


20

CHƯƠNG 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 bằng
phương trình sau:
τ=

 dv 
F
= µ 
S
 dr 


τ
dv dr

(3.3)

Mô hình chất dòng chảy chất lỏng Newton được mô tả bằng đường II 1, hình 3.1a.


21

3.1.2. Chất lỏng phi Newton
Là chất lỏng có độ nhớt (µ) phụ thuộc vào gradien vận tốc (
3.1.2.1.

dv
dr

).

Chất lỏng giả dẻo (mô hình Ostwald)

Chất lỏng giả dẻo có dòng chảy không tuân theo phương trình của Newton, độ
nhớt giảm nhanh khi gradien vận tốc tăng, chất lỏng có khả năng chảy ngay cả khi
ứng suất trượt rất nhỏ.
Đường cong chảy (đường II2, hình 3.1a) của chất lỏng có xu hướng lồi về phía
trục τ. Chất lỏng có tính chất dị thường đó gọi là giả dẻo. Sự chảy của chất lỏng này
tuân theo mô hình của Ostwald:
 dv 
 
τ=µ’  dr 


(3.5)

Mô hình Bingham được mô tả ở đường I1 (hình 3.1a)

µ

Chất lỏng giả dẻo
τ(Pa)

Chất lỏng
Dilatant
Chất lỏng
Newton

a)
τo

II

Chất lỏng
Bingham-Xvedop
0

II

dv dr

II
0

 dr 

n

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 mỏ
Nam Rồng- Đồi Mồi nhằm xác định vùng dị thường độ nhớt là yếu tố quan trọng để
xác 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 dầu
biểu 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- Đồi
Mồi 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 doanh
Vietsovpetro đang khai thác có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao, đường ống dẫn
dầu từ RC-DM về RP-1 được đặt ngầm dưới đáy biển, và không được bọc lớp cách
nhiệt với môi trường xung quanh. Nhiệt độ trung bình của nước biển ở đáy biển dao
động khoảng 240C ÷ 260C, vận chuyển dầu trong những điều kiện như vậy có thể
gây nên nguy cơ tắc đường ống cao do dầu bị đông đặc, bởi vậy trước khi vận


24

chuyển dầu thô ta cần phải cải thiện tính lưu biến của nó để công việc vận chuyển
được thuận lợi.
Nhiệt độ (T, 0C)
Hệ số mũ (n)
Ứng suất trượt (τ, Pa)

24
5,80
0,382
22
8,90
0,659
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 800C
Nhiệt độ (0C)
40
30
28
26
24
22
20
18
16

Độ nhớt (mPa.S) theo hàm lượng hoá phẩm (g/T.dầu) ở nhiệt độ
800C
0
400
600
800
6
15
14
13
34

160


25

Từ những kết quả nghiên cứu xử lý dầu bởi hoá phẩm kết hợp với xử lý nhiệt
được tiến hành ở Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro trên máy đo độ nhớt, kết quả
cho 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 rồi
chọn 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 dẫn
được xem như là ống nằm ngang nên tải trọng kéo nén do trọng lượng bản thân có
thể 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 lực
trong gây ra, người ta thường dùng công thức Barlow cho tất cả các loại vật liệu và
các ống có quy chuẩn khác nhau.
Pi .De
σ = 2.δ

(3.6)

Trong đó:
σ: Ứng suất theo chu vi ống, (KG/cm2);
Pi: Áp suất trong ống, (KG/cm2);
De: Đường kính ngoài ống, (cm);