Đồ án Tính toán công nghệ cho tuyến ống dẫn khí từ giàn công nghệ trung tâm CTP2 đến giàn nén khí trung tâm CKP mỏ Bạch Hổ

LỜI NÓI ĐẦU Ngành dầu khí Việt Nam tuy còn non trẻ, với hơn 30 năm xây dựng và phát triển nhưng đã sớm khẳng định vị trí của nó trong nền kinh tế quốc dân, cho tới nay dầu khí vẫn luôn được coi là ngành kinh tế mũi nhọn. 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. Một trong những lĩnh vực của nền công nghiệp dầu khí hiện đang rất được quan tâm đó là vận chuyển dầu khí. Nó là khâu quan trọng nối liền khai thác với chế biến và tiêu thụ, mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình khai thác dầu khí. Đặc thù chung trong việc khai thác dầu khí ở nước ta là các giếng khai thác ở xa ngoài biển nên việc đưa dầu khí vào đất liền đòi hỏi một hệ thống đường ống dẫn lớn và yêu cầu làm việc hiệu quả, độ tin cậy cao. Với điều kiện khai thác như vậy thì việc thi công, lắp đặt các hệ thống đường ống dẫn dầu khí ngoài biển trở nên hết sức khó khăn, phức tạp. Việc tính toán công nghệ cho đường ống dẫn ngoài khơi trở nên cấp thiết hơn lúc nào hết. Xác định được tính cấp thiết và tầm quan trọng đó, em đã tiến hành xây dựng đồ án tốt nghiệp với nội dung là: “Tính toán công nghệ cho đường ống nội mỏ Bạch Hổ”. Được sự gợi ý và hướng dẫn của ThS Đào Thị Uyên cùng các thầy cô trong Bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, em đã chọn đề: “Tính toán công nghệ cho tuyến ống dẫn khí từ giàn công nghệ trung tâm CTP2 đến giàn nén khí trung tâm CKP mỏ Bạch Hổ”. Đồ án gồm 4 chương như sau: Chương 1: Giới thiệu chung về mỏ Bạch Hổ. Chương 2: Các bước cơ bản xây dựng một tuyến ống. Chương 3: Tính toán công nghệ cho tuyến ống dẫn khí từ giàn công nghệ trung tâm CTP2 đến giàn nén khí trung tâm CKP mỏ Bạch Hổ. Chương 4: Các sự cố thường gặp trong quá trình vận chuyển dầu khí và biện pháp khắc phục. Để hoàn thành đồ án này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới ThS Đào Thị Uyên cùng các thầy cô trong Bộ môn Thiết bị dầu khí đã giúp đỡ em rất nhiều trong quá trình thực hiện đồ án. 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 này chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm góp ý của tất cả các thầy 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, tháng 05 năm 2011 Sinh Viên Nguyễn Văn Cường A CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ MỎ BẠCH HỔ 1.1. Sơ lược về tình hình dầu khí Việt Nam Qua quá trình tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã khẳng định tiềm năng dầu khí Việt Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa, trữ lượng khí thiên nhiên có khả năng nhiều hơn dầu. Với trữ lượng đã được thẩm định, nước ta có khả năng tự đáp ứng được nhu cầu về sản lượng dầu khí trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3. Hình 1.1. Tiềm năng dầu khí tại các mỏ trầm tích của Việt Nam Tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây... đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ tấn dầu và từ 2100 đến 2800 tỷ m3 khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m3 khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng, đang khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng 400 tỷ m3 khí. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm dò, khoảng từ 40 - 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được phát hiện đến năm 2012. Hiện nay ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 6 khu mỏ bao gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn bị đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây, lô 06 - 1. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây - Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Cá Voi... đang được triển khai tích cực theo chương trình đề ra, đảm bảo duy trì và tăng sản lượng khai thác dầu trong những năm tới. Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta rất đáng phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư là: Lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170000 m3 khí/ngày đêm. Lô 16-1, giếng Voi Trắng - IX cho kết quả 420 tấn dầu và 22000 m3 khí/ngày. Lô 15-1, giếng Sư Tử Vàng - 2X cho kết quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen - 4X cho kết quả 980 tấn dầu/ngày. Triển khai tìm kiếm - thăm dò mở rộng các khu vực mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng với các giếng R-10, 05-ĐH-10 cho kết quả 650000 m3 khí/ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500000 m3 khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm. Năm 2006, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86 triệu tấn dầu thô quy đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong năm 2002). Đây là năm đầu tiên nước ta khai thác trên 20 triệu tấn dầu thô quy đổi, trong đó có 17,6 triệu tấn dầu thô và 3,7 tỷ m3 khí thiên nhiên. Dự kiến hết năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 32 đến 35 triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và sản xuất công nghiệp của cả nước. Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động: nhiều tập đoàn Dầu khí lớn đang có kế hoạch đầu tư và mở rộng hoạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò khai thác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ký với các nhà thầu nước ngoài cho đến nay thì hai tập đoàn Dầu khí lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP và Conocophillips cũng đang xúc tiến mở rộng hoạt động. Dự kiến riêng vốn của hai tập đoàn Dầu khí này đầu tư vào Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí dự tính sẽ đạt hơn 2 tỷ USD trong vài năm tới. Các chuyên gia kinh tế nước ngoài dự báo: đầu tư trực tiếp nước ngoài của Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí, một lĩnh vực sẽ hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài hơn cả, sẽ tiếp tục tăng mạnh trong những năm tới. Hiện tại có khoảng 29 hợp đồng dầu khí đang có hiệu lực tại Việt Nam, bao gồm 3 hợp đồng mới được ký kết cho 4 lô thuộc bể Phú Khánh, với sự góp mặt của hầu hết các Tập đoàn Dầu khí đứng đầu trên thế giới. PetroVietnam cho biết sẽ tiếp tục ký kết các hợp đồng mời thầu còn lại với các công ty nước ngoài và mở rộng quan hệ hợp tác với các nước trong việc thăm dò khai thác dầu khí trong thời gian sắp tới. 1.2. Giới thiệu các công trình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Để phục vụ cho khoan thăm dò và khai thác dầu khí ngoài biển ở mỏ Bạch Hổ, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đã xây dựng ở đây một hệ thống các công trình bao gồm: Giàn công nghệ trung tâm CTP, giàn khoan cố định MSP, giàn nhẹ BK, trạm rót dầu không bến UBN, hệ thống tuyến đường ống nội mỏ. Hiện nay, mỏ Bạch Hổ có: - 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, giàn nén khí nhỏ, giàn bơm nước, giàn ép vỉa, block nhà ở, các cầu dẫn… Ngoài ra mỏ Bạch Hổ còn có hệ thống đường ống bao gồm: - 22 tuyến ống dẫn nước ép vỉa với tổng chiều dài 43.041 km. - 24 tuyến ống dẫn dầu với tổng chiều dài 77.727 km. - 14 tuyến ống dẫn khí với tổng chiều dài 37.346 km. - 18 tuyến ống dẫn Gaslift với tổng chiều dài 38.729 km. - 18 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu, khí với tổng chiều dài 42.899 km. Tổng chiều dài toàn bộ tuyến ống ngầm tại mỏ Bạch Hổ tính đến năm 2001 là 233.158 km. Hiện nay, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đang cải tạo các giàn MSP trước đó và lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng và lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng thêm một số giàn nhẹ. 1.2.1. Giàn khoan cố định MSP Giàn MSP là giàn khoan cố định, trên giàn bố trí tháp khoan di động có khả năng khoan ở nhiều giếng khoan. - Về mặt công nghệ, giàn MSP có thể khoan, khai thác và xử lý. Hệ thống công nghệ trên giàn cho phép đảm nhiệm nhiều công tác, từ xử lý sơ bộ sản phẩm dầu khí cho đến tách lọc sản phẩm dầu thương phẩm hay xử lý sơ bộ khí đồng hành. Mức độ xử lý tuỳ thuộc vào hệ thống thiết bị trên từng giàn. Sản phẩm dầu khí được xử lý trên giàn MSP có thể là từ các giếng khoan của nó hoặc được thu gom từ giàn nhẹ BK. - Về mặt cấu tạo giàn khoan gồm có 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 (MSF) ở phía trên và cố định xuống đáy biển bằng các cọc. Khối chân đế là kết cấu thép không gian làm từ thép ống, còn thượng tầng có cấu trúc module được lắp ghép trên sàn chịu lực. + Mỗi chân đế có 8 ống chính (đường kính 812,820,6 mm). Phần dưới của chân đế ở từng cọc trụ chính có 2 ống dẫn hướng cho cọc phụ. Các phần tử cấu thành mạng Panel và ống giằng ngang của chân đế là từ các ống có đường kính từ 42612 mm đến 72016 mm. Những chỗ tiếp giáp với đáy biển cọc chính và cọc phụ được trang thiết bị bơm trám xi măng. Module chịu lực (sàn chịu lực MSF) là các dầm thép tổ hợp. Do điều kiện thi công ngoài biển nên kết cấu này chia làm 3 phần riêng biệt, 2 trong số đó đặt hẳn lên các trụ đỡ còn phần tử thứ 3 chịu lực có đặt các thùng chứa với các chức năng khác nhau cần thiết cho quy trình công nghệ thực hiện trên giàn. + Móng khối chân đế là các cọc thép đường kính 72020 mm. Cần đóng tất cả 16 cọc chính và 32 cọc phụ. + Kết cầu thượng tầng của giàn MSP được thiết kế bởi trung tâm thiết kế Corall (Liên Xô cũ) gồm những block và module riêng được chia làm 2 tầng và được trang bị những thiết bị công nghệ cần thiết. Thành phần của kết cấu thượng tầng gồm có tổ hợp khoan khai thác, năng lượng và khu nhà ở. 1.2.2. Giàn nhẹ BK Giàn nhẹ BK là giàn nhỏ nhẹ không có tháp khoan, không có người ở, công tác khoan sẽ do tàu khoan tự nâng thực hiện. Giàn BK có các thiết bị công nghệ ở mức tối thiểu để đo lưu lượng và tách nước sơ bộ. Sản phẩm từ giàn BK sẽ được dẫn bằng đường ống về giàn MSP hoặc giàn công nghệ trung tâm CPP để xử lý. Về mặt kết cấu, phần chân đế giàn BK là kết cấu giàn khung thép không gian có một mặt thẳng đứng, được cấu tạo từ thép ống có đường kính khác nhau. Chân đế có 4 ống chính. Hệ thống móng cọc gồm 4 cọc chính đường kính 72020 mm và 8 cọc phụ; thượng tầng có sân bay trực thăng, các thiết bị công nghệ, máy phát điện. 1.2.3. Giàn công nghệ trung tâm CTP-2 - Tổ hợp giàn công nghệ trung tâm gồm có: + Giàn công nghệ CTP-2. + Giàn nhẹ BK2. + Cầu nối các đường ống và dây dẫn. + Cơ cấu đuốc với các đường ống tựa trên các Block chân đế. - Chức năng chính của CTP là: + Thu gom tách lọc các sản phẩm từ các giếng ở giàn nhẹ BK và các giàn MSP ở vòm trung tâm và vòm Nam mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác. + Xử lý dầu thô thành dầu thương phẩm và bơm đến các trạm rót dầu không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4. + Xử lý nước thải theo tiêu chuẩn quốc tế và thải chúng xuống biển + Xử lý sơ bộ khí đồng hành và đưa chúng vào các trạm nén khí. Kết cấu bên trên của CTP-2 vẫn được sử dụng để khai thác giếng khoan đến tầng phong hoá tạm thời. 1.2.4. Hệ thống trạm rót dầu không bến UBN Dầu thô từ các giàn MSP, BK về giàn CPP để xử lý thành dầu thương phẩm sau đó chúng được bơm đến các tàu chở dầu nhờ các trạm rót dầu không bến UBN và các thiết bị chuyên để tiếp nhận dầu. Một vài thiết bị có trên trạm rót dầu không bến UBN: - Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - dầu). - Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (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 hoá sản phẩm (chất khử nhũ và kìm hãm ăn mòn). Ngoài ra trạm còn có các thiết bị đo và kiểm tra cần thiết, hệ thống van áp lực, hệ thống tín hiệu báo hiệu sự cố và phòng cháy đảm bảo vận hành hữu hiệu hệ thống tiếp dầu. 1.2.5. Hệ thống đường ống Đến nay, mỏ Bạch Hổ đã có hơn 200 km đường ống. Các ống chính được sử dụng để xây dựng là những ống có đường kính ngoài D25316 mm và D21912 mm. Được xác định theo OCT 971-74 và được luyện theo OCT 1050-74. Các giải pháp chính trong thiết kế đường ống ngầm: - Nguyên tắc chính để xác định lưu lượng là cần đảm bảo vận chuyển không ngừng sản phẩm từng giếng khoan với chi phí thấp nhất về vật tư và năng lượng. Chi phí vật tư xác định bởi tổng chiều dài đường ống, đường kính ống và chiều dày ống; chi phí năng lượng được xác định bởi áp suất cần thiết để bơm vận chuyển. Để đảm bảo vận chuyển không ngừng cần phải có đường ống dự phòng và hệ thống đường ống khép kín. Trong trường hợp cần thiết đường ống dự phòng còn cho phép tăng lưu lượng vận chuyển của hệ thống. - Tất cả các đường ống ngầm được sử dụng với áp suất dưới 100 atm và nhiệt độ dưới 100oC. - Chống ăn mòn cho ống bằng cách sơn phủ lên bề mặt ống lớp sơn phủ epoxy kết hợp với bảo vệ bằng Protector. - Từ yêu cầu kỹ thuật của sản phẩm sau khi đi vào và ra khỏi đường ống ngầm cũng như nhiệt độ thực tế của sản phẩm thì đường ống ngầm nên được bọc cách nhiệt. - Ống đứng của các đường ống đang vận chuyển được chế tạo từ các loại ống dùng để xây phần tuyến. Khi đặt ống đứng vào kết cấu để đứng cố định được thì dùng nẹp cứng và nửa cứng. - Việc vận chuyển sản phẩm theo hệ thống đường ống ngầm nhờ áp suất của máy bơm ly tâm (đối với dầu), áp suất bình tách khí (đối với khí) và áp suất của vỉa (đối với hỗn hợp dầu - khí). Chính vì vậy việc xác định khả năng vận chuyển của tuyến ống giữ vai trò quan trọng. - Các số liệu ban đầu của ống được xác định theo độ nhớt cực đại của nhũ tương, nước dầu hay hỗn hợp khí với khả năng vận chuyển được. - Với hệ thống thu gom vận chuyển dầu đã tách khí, cần thiết phải thiết kế phù hợp với sức chịu tải của trạm rót dầu không bến. 1.2.6. Giàn nén khí trung tâm CKP CKP là bộ phận cơ bản trong hệ thống vận chuyển khí ở mỏ Bạch Hổ và đưa khí đồng hành vào bờ. - Vị trí: Công trình đứng tách riêng trong khu vực của giàn công nghệ trung tâm CTP-2 thuộc phía Nam mỏ và có liên quan công nghệ với CTP-2 thông qua giàn ống đứng bằng cầu nối. - Công dụng: Nén khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ đảm bảo lưu lượng, áp suất khí đưa vào bờ tiêu thụ (12,5 MPa) đến hệ thống gaslift và các nhu cầu cho bản thân. Giàn nén khí trung tâm gồm hệ thống nén khí áp lực cao và hệ thống nén khí áp lực thấp. 1.2.7. Trạm nén khí nhỏ MKS MKS là bộ phận cơ bản của hệ thống vận chuyển khí mỏ Bạch Hổ đảm bảo việc đưa khí đồng hành vào hệ thống gaslift. - Vị trí: Trạm đứng độc lập trong khu vực MSP-4 mỏ Bạch Hổ và có quan hệ công nghệ với MSP-4 thông qua cầu nối. - Công dụng: Nén khí đồng hành khu vực bắc mỏ Bạch Hổ đảm bảo việc chuyển khí đến hệ thống gaslift cho sử dụng bản thân và trong trường hợp cần thiết đưa vào bờ. 1.3. Công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 9 trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro” điều hành, cách thành phố Vũng Tàu 150km về phía Đông Nam và được đưa vào khai thác từ năm 1986. Đây là mỏ dầu lớn nhất tại Việt Nam với tỷ phần khai thác chiếm hơn 3/4 tổng số dầu khai thác từ tất cả các mỏ đang khai thác tại Việt Nam. Ở khu vực phía Bắc của mỏ, dầu được khai thác từ tầng móng, Oligoxen dưới và Mioxen dưới. Ở đây, người ta xây dựng các giàn khoan cố định để khoan tối đa 16 giếng bằng kỹ thuật khoan định hướng, giàn đồng thời là trạm thu gom khu vực có nhiệm vụ xử lý chủ yếu là tách pha. Hình 1.2. Mỏ Bạch Hổ - XNLD Vietsovpetro Ngoài các thiết bị tách chuyên dụng như đo, gọi dòng, gaslift sử dụng cho các giếng riêng biệt theo từng thời điểm, còn lại quá trình tách tổng được thực hiện theo hai bậc, với áp suất bậc I từ 14 ÷ 16 kG/cm2 và bậc II với áp suất 1,5 ÷ 3 kG/cm2. Từ đây, dầu với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm về tàu chứa (kho nổi chứa - xuất dầu) để xử lý; còn khí được chuyển theo đường ống riêng về giàn nén khí trung tâm. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn cố định làm việc theo nguyên tắc hở. Ở khu vực trung tâm người ta xây dựng các giàn nhẹ. Sản phẩm khai thác từ giàn nhẹ ở dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu bão hòa khí được vận chuyển về giàn công nghệ trung tâm số 2 (CTP-2), số 3 (CTP-3) để tách khí và tách nước triệt để. Các giàn nhẹ thường được xem là các cụm đầu giếng, việc thu gom được thực hiện theo nguyên tắc kín, khí chỉ được tách sơ bộ để đo và hỗn hợp sẽ tự chảy về giàn công nghệ trung tâm. Chi tiết về quá trình thu gom sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch Hổ được tiến hành như sau: Sản phẩm khai thác trên giàn BK-1, BK-2 và BK-3 được đưa về CTP-2 để tách khí và tách nước. Sau đó dầu đã được tách khí và nước được bơm đến kho nổi chứa - xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo chu kỳ được chuyển đi UBN-4 “Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK- 4,5,6,8 và 9 theo các đường ống bọc cách nhiệt được vận chuyển về CTP-3. Sau khi được tách khí và nước, dầu được bơm đi UBN-4 và UBN-3 “Chí Linh”. Vào cuối năm 2003, mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm công nghiệp vận chuyển sản phẩm không dùng máy bơm từ giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và từ MSP-6 về MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu bão hòa khí được tách khí triệt để và bơm về UBN. Việc thu gom sản phẩm các giàn MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ được thực hiện như sau: Trước khi đưa đường ống bọc cách nhiệt MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, dầu từ các MSP phía Bắc (MSP-3,4,5,6,7,8) được bơm theo tuyến đường ống MSP-7→ MSP-5→ MSP-3→ MSP-4→ MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và giàn ống đứng RB sang UBN-4. Sau khi đưa tuyến đường ống bọc cách nhiệt từ giàn MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, việc thu gom dầu trong nội mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí được vận chuyển từ giàn MSP-6→ MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-4 được bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→ MSP-9. Cùng đến MSP-9 còn có sản phẩm đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dòng sản phẩm sẽ đi theo tuyến ống MSP-9→ BK-3→ CTP-2 sau đó được đưa đến UBN-1. Sản phẩm của MSP-1 và BK-7 được tách khí trên giàn MSP-1 sau đó được bơm trực tiếp đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006, sau khi xảy ra sự cố vỡ đường ống dẫn dầu từ MSP-3→ MSP-4, việc thu gom dầu trong khu vực nội mỏ đã có sự thay đổi. 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 đường ống MSP-4→ MSP-9. Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ giàn MSP-7 được vận chuyển sang MSP-5 để tách khí. Sản phẩm của giàn MSP-5,7 sau khi tách khí cùng với 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 đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP-6 được vận chuyển đến CTP-2. Sản phẩm của MSP-8 sau khi tách khí được bơm về MSP-1, cùng với sản phẩm của MSP-1 chuyển sang CTP-3 để xử lý tiếp theo bơm sang UBN-4. Giàn CTP-2 và CTP-3 thu nhận sản phẩm đến từ các BK và dầu đã tách khí đến từ các MSP để tách khí và nước sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó chất lỏng được đưa qua bình tách nước sử dụng điện trường cao để tách nước triệt để. Dầu thương phẩm từ CTP-2 và CTP-3 được bơm đi UBN-4, UBN-1, trong trường hợp cần thiết có thể bơm sang UBN-3. Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục được xử lý để tách khí, tách nước. Trên tất cả các UBN công nghệ xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm được thực hiện bằng phương pháp lắng đọng trong bể công nghệ ở nhiệt độ 50 ÷ 60oC. Ngoài ra, trên UBN-3 còn lắp đặt thêm thiết bị tách nước sử dụng điện trường cao. Dầu được xử lý nước tới hàm lượng 0,5 %, nước sau khi xử lý sẽ xả ra biển. Mỏ Bạch Hổ hiện có 02 giàn nén khí: giàn nén nhỏ (MKS) ở cạnh MSP-4 và giàn nén lớn (CKP) bên cạnh CTP-2. Khí cao áp từ các giàn MSP phía Bắc được đưa về MKS, còn CKP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10 và MSP-11, BK-3,4,5,6,8, CTP-2 và CTP-3. Trên các MSP, khí bậc một đã được thu gom, còn khí bậc tách thứ hai (trong bình 100 m3) hiện đốt bỏ trên fakel của MSP. Khí bậc tách 1 trên CTP-2 và CTP-3 được thu gom thẳng về CKP mà không sử dụng máy nén khí. Trên CKP và MKS, khí được xử lý và nén lên áp suất khoảng 120 at, sau đó theo đường ống ngầm được vận chuyển về nhà máy chế biến khí trên bờ. CHƯƠNG 2 CÁC BƯỚC CƠ BẢN XÂY DỰNG MỘT TUYẾN ỐNG Ngày nay trong các ngành sản xuất công nghiệp,đường ống và bể chứa nói chung được sử dụng rộng rãi ở nhiều phạm vi khác nhau. Nó có tác dụng quan trọng trong việc vận chuyển và cất giữ các sản phẩm công nghiệp mà thiếu nó thì quá trình tự động hoá của một số ngành công nghiệp sẽ gặp nhiều khó khăn, thậm chí không thực hiện được. Vì vậy, việc xây dựng một tuyến ống phải được tuân thủ nghiêm ngặt theo các bước cơ bản sau: - Công tác khảo sát: khảo sát chiều dài, vật liệu..; khảo sát địa hình, địa mạo; khảo sát nền móng (ổn định đường ống)... - Tính toán công nghệ: tính toán bền, nhiệt, thủy lực. - Xây lắp, thi công tuyến ống: ở đất liền, trên biển. 2.1. Công tác khảo sát Công việc đầu tiên để tiến hành lắp đặt hệ thống đường ống là khảo sát địa hình thực tế khu vực tuyến ống sẽ đi qua, làm cơ sở cho việc thiết kế tuyến ống và lắp đặt sau này. Những vấn đề quan trọng cần phải quan tâm là: - Việc lựa chọn tuyến ống là công việc then chốt trong quá trình xây lắp đường ống trên đất liền và cần xem xét toàn diện các vấn đề liên quan đến xây lắp trước khi hoàn thành tuyến ống. Thông thường sau khi đã xác định tuyến ống sơ bộ bằng các bản đồ có sẵn, các kỹ sư phải khảo sát dọc tuyến ống để thay đổi tuyến ống sơ bộ bằng các bản đồ có sẵn, để thay đổi tuyến ống cho phù hợp với các vị trí gây khó khăn cho quá trình lắp ống. Trong giai đoạn này người kỹ sư có thể lựa chọn các tuyến ống thay thế tại các đoạn trong tuyến ống đã được xác định trước đó. Trong điều kiện hệ thống giao thông tốt, việc vận chuyển thiết bị ra vào để lắp đặt tuyến ống trở nên dễ dàng. Tuy nhiên, nếu điều kiện giao thông đường bộ và đường sắt yếu kém, các kỹ sư cần phải giải quyết vấn đề vận chuyển một số lượng lớn ống đến các vị trí dọc theo tuyến ống. Nếu các đường để vận chuyển không có sẵn thì phải xem xét khả năng xây dựng các đường mới. Do vậy thường tuyến ống được chọn sao cho nằm dọc theo hệ thống đường bộ và đường sắt có sẵn. Quá trình khảo sát để lựa chọn tuyến ống chính xác đi kèm với quá trình đóng các trụ bê tông đánh dấu các điểm giao nhau của tuyến ống. Thường thì cứ khoảng 250 m sẽ được đóng một cọc bê tông để đánh dấu tuyến ống. - Vật liệu chế tạo 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. - Tổn thất áp suất trên tuyến: đây là vấn đề quan trọng nhất, để đảm bảo các thông số vận hành. Vấn đề này liên quan đến việc lựa chọn đường kính ống, lựa chọn những góc ngoặt thay đổi hướng của tuyến ống, lựa chọn các thiết bị và phụ kiện của đường ống phải thích hợp. - Công việc lắp đặt phải thuận tiện: nơi tuyến ống lắp đặt thuận tiện khi vận chuyển tập kết vật tư ống cùng các phụ kiện cũng như phương tiện cơ giới, sử dụng máy móc phục vụ công tác lắp đặt. - Tuổi thọ lâu dài của đường ống thể hiện ở chất lượng thép vật liệu làm ống, độ bền vững của các mối hàn ống, phương pháp bảo vệ ăn mòn đường ống, thiết bị cũng như việc bảo vệ và bảo dưỡng sau này. - Đảm bảo tính ổn định của đường ống, thể hiện ở việc tính toán khối lượng, số lượng các gối đỡ, khối bê tông gia tải (đối với đường ống trên bờ trong các trạm phân phối khí). Để tránh hiện tượng giãn nở vi nhiệt. - Yêu cầu về môi trường: nhằm mục đích đảm bảo sức khoẻ cho con người, tuổi thọ của thiết bị và bảo vệ môi trường trong suốt quá trình xây dựng và vận hành tuyến ống. Luật môi trường Việt Nam được áp dụng trong phần lớn các trường hợp. Luật môi trường Quốc tế sẽ được sử dụng chỉ khi luật môi trường Việt Nam chưa đầy đủ hoặc không thích hợp. 2.2. Tính toán công nghệ Để hệ thống đi vào sử dụng, đáp ứng những thông số đặt ra, chúng ta phải tính toán thật chi tiết.Việc tính toán công nghệ khi thiết kế, thi công đường ống bao gồm: - Tính toán bền, - Tính toán nhiệt, - Tính toán thủy lực. 2.2.1. 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. * Vật liệu chế tạo ống Trong công nghiệp dầu khí, theo vật liệu ta chia ra ống cứng và ống mềm. Ống cứng được chế tạo từ thép Cacbon, thép không gỉ, thép hợp kim. Ngoài ra, tùy theo yêu cầu đặc biệt ta có thể dùng các vật liệu khác như gang, kim loại màu: đồng, nhôm, titan...; ống phi kim: bê tông, bê tông cốt thép, thủy tinh, sứ gốm; ống mềm chế tạo từ chất dẻo, cao su, sợi kim loại. Ống thép chiếm tỷ lệ cao nhất, chúng có yêu cầu nhất định về cơ tính và về thành phần hóa học, nhất là hàm lượng lưu huỳnh và phốt pho cùng với các tạp chất khác. Thông thường người ta sử dụng thép hợp kim thấp, chịu gia công nhiệt và có thể được thường hóa. Đối với các môi trường ăn mòn, ta phải sử dụng loại thép chịu ăn mòn cao và thành phần hóa học cũng đòi hỏi khắt khe hơn. Theo tiêu chuẩn API, các loại thép thông thường mác 40110 có giới hạn chảy cực tiểu 2877 kG/mm2 và cực đại từ 5698 kG/mm2 và giới hạn bền kéo tối thiểu từ 4288 kG/mm2. Hàm lượng phốt pho cực đại từ 0,040,11%, lưu huỳnh từ 0,060,065%. Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không quy chuẩn, có giới hạn chảy thấp nhất 67120 kG/mm2 và cao nhất 77126 kG/mm2, giới hạn bền kéo tối thiểu từ 77134 kG/mm2, có hàm lượng C < 0,45%; Mn 1,31,7%; Si 0,150,3%, được tôi, ram và thường hóa. Các thép bền cao thường giòn, không phù hợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và khó gia công cắt gọt. Với thép chịu ăn mòn, thành phần cực đại các nguyên tố như bảng sau: Bảng 2.1. Thành phần phần trăm của thép chịu mòn Loại thép Cmax Mnmax Mo Ni, Cr, Cu P S Si Lò điện, Siemem Martin 0,5 1,9 0,15- 0,3 0,5 0,44 0,06 0,35 Để chế tạo ống, người ta dùng công nghệ chủ yếu là cán và hàn, cá biệt là có thể đúc, ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề dày không đều và có độ ôval lớn. Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kỹ thuật hàn thẳng, để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc. Trong các hệ thống phân phối khí, người ta thường dùng các vật liệu như sắt đúc, thép, polyetylen (PE), polyamit và đồng. Sắt đúc không dùng cho ống có áp lực trên 200 kPa; ống thép dùng cho trường hợp áp lực rất cao; ống polyetylen càng ngày càng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế tạo theo công nghệ polyme hóa etylen, có tỷ trọng từ 0,910,96 có thể xem là một vật liệu nhớt - dẻo. Có 2 loại phổ biến cho ống dẫn khí là PE-80 (tới áp suất 420 kPa) và PE-100 (tới áp suất 700 kPa). So với ống thép thì ống polyetylen bền với hóa chất, không bị ăn mòn, dễ vận chuyển và có tính kinh tế, nhưng loại ống này không chịu được áp lực cao, khi nhiệt độ tăng thì độ bền giảm. Ống polyamit có tính chất tương tự như ống PE nhưng có giới hạn chảy, giới hạn bền, độ cứng và mật độ cao hơn, việc ghép nối không dùng phương pháp hàn mà chỉ cán. Đồng là một loại vật liệu tuổi thọ cao, dễ sử dụng song rất đắt tiền nên chỉ dùng cho các mạng phân phối trong nhà, không dùng cho các ống dẫn chính. Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có 2 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, lớp vải, lớp kim loại - cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại, lớp dây sợi thứ hai và lớp kim loại - cao su. Khi làm việc, ống sẽ chịu kéo nén do trọng lượng bản thân, do áp suất bơm, chịu áp suất 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. Sau đây là bảng đặc tính ống thép do Nga sản xuất: Bảng 2.2. Đặc tính ống thép do Nga sản xuất TT Các loại ống Kích thước của ống Quy chuẩn OCT Đường kính ngoài (mm) Bề dày (mm) Chiều dài (m) 1 Ống thép hàn 81620 14 1,518 10704-63 2 Ống hàn - kéo nguội và cán nguội 576 0,53 1,58,5 10704-63 3 Ống hàn với mối hàn xoắn vít 4261220 412 1018 8696-62 4 Ống thép liền cán nóng 25530 2,575 412,5 8732-70 5 Ống thép liền kéo nguội và cán nguội 1200 0,112 1,59 8734-58 6 Ống chế tạo chính xác 4710 0,132 19 9567-60 7 Ống liền chịu áp lực cao 613 24,5 0,54 11017-72 8 Ống thép liền gia công nóng bằng thép không gỉ 57325 3,532 1,510 9940-72 9 Ống liền gia công nguội và gia công nóng bằng thép không gỉ 5250 0,222 1,59 9941-72 10 Ống hàn bằng thép không gỉ 8102 14 1,58 11068-64 * Tải trọng do áp suất trong ống Là tải trọng quan trọng nhất đối với ống vận chuyển. Để tính ứng suất do áp suất 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: (2-1) Trong đó: : Ứng suất theo chu vi ống; Pi : Áp suất trong, KG/cm2; De : Đường kính ngoài ống, cm; : Bề dày định mức của thành ống, cm. Nếu xem 0 là giới hạn chảy đối với vỡ ống, thì áp suất gây vỡ sẽ là: - Khi tính toán phải kể đến các hệ số an toàn mà trước hết là an toàn do chế tạo, thường chấp nhận hệ số 0,875 và ngoài ra phải tính toán đến sai số khi thiết kế với hệ số 0,72 do đó: (2-2) Hoặc bề dày an toàn của ống phải là: (2-3) Trường hợp ống chịu cả hai áp suất trong Pi và ngoài Pe và thuộc vùng đàn hổi (De/ >18), ta xem thành ống như một xi lanh mỏng đàn hồi, thì giá trị ứng suất có thể theo công thức Lamé: (2-4) Áp suất cho phép trong đường ống thường có ba giá trị (theo TCVN 1287-72); + Áp suất quy ước: là giá trị lớn nhất ở nhiệt độ môi trường 200C, cho phép ống và các phụ kiện làm việc lâu dài, xác định trên cơ sở lựa chọn vật liệu và đặc tính bền của chúng ở nhiệt độ 200C. + Áp suất làm việc: là giá trị lớn nhất để làm việc lâu dài ở nhiệt độ thực tế của môi trường được vận chuyển. Với các ống thép, phạm vi này trong khoảng 0 ÷2500C, ống đồng (Cu), đồng thau : 0 ÷1200C. + Áp suất thử: là áp suất thử nghiệm thủy lực bằng nước về độ bền, độ kín khi nhiệt độ không vượt quá 1000C. * Tải trọng do áp suất ngoài ống Tải trọng do áp suất bên ngoài ống có thể làm méo ống. Áp suất này ít gây nguy hiểm cho ống dẫn, trừ trường hợp lắp ngầm sâu và trong ống rỗng (không có áp suất bên trong). Giá trị áp suất bóp méo được tính bằng lý thuyết và thực nghiệm, các đường ống có độ oval nhất định, bề dày không đều. Công thức lý thuyết quen thuộc do Sarkixốp đề xuất đã lưu ý đến hai đặc điểm trên: (2-5) (2-6) (2-7) Trong đó E: Mô đun young, 2,1.106 KG/cm2; : Giới hạn chảy của thép, KG/cm2; e: Độ oval của ống, ; a,b là các bán trục của elip, thường chấp nhận e = 0,01 ; ; : Bề dày trung bình, tối thiểu và định mức của thành ống, thông thường với ống thép cán thì = 0,9 và . Công thức (2-5) thuần túy lý thuyết, kết quả thấp hơn số liệu thí nghiệm từ 30 ÷ 60%. Quy chuẩn API đề nghị áp dụng các công thức thực nghiệm có lưu ý đến độ oval của ống trong giới hạn các sai số. Khi xác định áp suất ngoài giới hạn (áp suất bóp méo), người ta phân biệt hai trường hợp: ống thành dày và ống thành mỏng căn cứ vào tỷ số De/, với De/ bé thì thuộc vùng dẻo và giới hạn chảy của thép chiếm vai trò quan trọng, với De/ lớn sẽ thuộc vùng đàn hồi, và lúc đó kích thước hình học giữ vai trò chính. Thực ra, không tồn tại một quan điểm chính xác về sự thay đổi giữa hai vùng mà sự chuyển tiếp xảy ra từng bước, nghĩa là có sự chuyển tiếp giữa hai vùng, các công thức phổ biến của API như sau: - Trong vùng dẻo: (2-8) - Trong vùng đàn hồi: (2-9) - Trong vùng chuyển tiếp: (2-10) Trong các công thức từ (2-8) đến (2-10), : Giới hạn chảy của vật liệu, các giá trị Pd tính ra KG/cm2. Các giá trị tính toán lớn hơn 25 ÷ 30% so với công thức Sarkixốp. 2.2.2. Tính toán nhiệt Khi vận chuyển trong đường ống, nhiệt độ của chất truyền tải được truyền từ ống ra môi trường khí quyển nên nhiệt độ chất tải sẽ giảm dần theo khoảng cách. Với khí, nhiệt độ giảm sẽ dẫn tới sự ngưng tụ các thành phần lỏng hoặc hình thành các chất ở thể rắn.Việc tính toán nhiệt là xác định sự thay đổi nhiệt độ dọc theo tuyến ống để xác định vị trí có thể xảy ra hiện tượng độ nhớt chất lỏng vượt quá giới hạn thiết kế hoặc chất khí bắt đầu ngưng tụ. Từ đó, chúng ta có các giải pháp phù hợp, chủ yếu là: - Ngăn cản hoặc giảm thiểu sự truyền nhiệt ra môi trường xung quanh,tức là giải quyết bài toán về bảo ôn tuyến ống. - Dùng các giải pháp vật lý và hóa học để hạ thấp hoặc ngăn chặn sự ngưng tụ chất khí. Sự hiểu biết về quy luật thay đổi nhiệt độ theo đường ống là cần thiết cho các nhà thiết kế cũng như vận hành. Viện sỹ Sukhôp là một trong những người đầu tiên nghiên cứu về quy luật này. Ông đã tiến hành tính toán tổn thất nhiệt cho đường ống dẫn một pha ở chế độ ổn định cho trường hợp chung nhất. Trên tuyến ống tại khoảng x, ta khảo sát một phân tố dx (hình 2.1) và xác định sự cân bằng nhiệt trong phân tố. Tổn hao nhiệt của phân tố trong một đơn vị thời gian ra môi trường là: dq = K(t - t0)pDedx (2-11) Trong đó: t - Nhiệt độ chất lưu trong phân tố, 0C t0 - Nhiệt độ môi trường, 0C pDe.dx - bề mặt của phân tố K - Hệ số truyền nhiệt từ của chất lưu ra môi trường, wat/m2.0C. Hệ số truyền nhiệt K, thực tế khi chế độ chảy ổn định vẫn thay đổi theo chiều dài nhưng không đáng kể (< 3%) nên có thể xem là hằng số. Mặt khác, khi chảy qua phân tố dx, nhiệt độ sẽ giảm đi dt.0C do vậy tổn hao nhiệt sẽ là: dq = -G.Cp.dx (2-12) Trong đó: G - Tốc độ khối, KG/sec Cp - Tỷ lệ dung, Joul/KG.0C Ở chế độ chảy ổn định, lượng nhiệt mất đi chính là được truyền vào môi trường nên: K(t - t0)p.De.dx = -G.Cp.dt (2-13) Gộp các giá trị không đổi thành một hằng số chung là: a = - dt = a(t - t0)dx (2-14) Giả sử chiều dài tuyến ống là L, nhiệt độ đầu tuyến là t1 và cuối tuyến là t2 - Þ - Þ Thay t2 = t t = t0 + (t1 - t0)e-ax (2-15) Công thức (2-15) được gọi là công thức Sukhop Hình 2.1. Sự thay đổi nhiệt độ, độ nhớt theo chiều dài Khi xét đoán một cách chi li, ta lưu ý đến tổn hao masat dọc theo tuyến ống sẽ biến thành nhiệt và nhiệt này bổ sung cho chất lưu. Do đó viện sỹ Laybenzon về sau đã bổ sung thêm vào công thức Sukhop bằng một hệ số b: t = t0 + b + (t1 - t0 - b)c-al (2-15a) b = Trong đó: i - Độ dốc thủy lực trung bình, tổn hao thủy lực trên một đơn vị chiều dài E - Đương lượng cơ học của nhiệt Dt = b(1 - eaL) Ở đầu tuyến ống L = 0, Dt = 0 Do dòng khí chứa các thành phần nặng, quá trình làm lạnh sẽ có một số khác biệt từ nhiệt độ đầu ống t1 đến với vị trí có nhiệt độ kết tinh của các thành phần nặng vẫn tuân theo quy luật (2-15a). Trong phần đường ống xảy ra kết tinh, tốc độ làm lạnh chậm lại do được bổ sung nhiệt tách ra từ quá trình kết tinh, do đó ở phần này sự biến thiên nhiệt độ theo khoảng cách sẽ tuân theo công thức Tremrhink. t = t0 + (2-15b) C = Một số tác giả đề nghị bổ sung vào (2-15) hiệu ứng Joul/Tomsons và chênh lệch cao trình đường ống. t = t0 + (t1 - t0)e-ax - Di (2-15c) Trong đó: Di - Hệ số Joul/Tomson, kể đến sự giảm nhiệt của khí khi giảm 1 at áp suất. Di = 0,30C A - Đương lượng nhiệt của công, A = 1/427 KKal Joul D% - Chênh lệch cao trình, m tk - Nhiệt độ kết tinh của các thành phần nặng l - Khoảng cách từ đầu tuyến (t1) đến vị trí kết tinh (tk), xác định theo công thức (2-15). e - Số lượng các thành phần nặng tách ra khi tăng nhiệt độ từ tk đến tx. x - Khoảng cách tính từ đầu tuyến, x > 1 x - Nhiệt ẩn của quá trình kết tinh Để tính nhiệt độ dòng chảy tại điểm bất kỳ trong đường ống vận chuyển. Hình 2.2. Đoạn ống tính toán nhiệt dòng chảy. TL = TS + (T1 - TS)exp(-L/A) (2-16) Trong đó: TS - Nhiệt độ môi trường xung quanh T1 - Nhiệt độ tại điểm vào (L = 0) TL - Nhiệt độ tại vị trí L L - Khoảng cách nơi tính so với điểm đầu chất khí vào A - Khoảng cách hồi phục nhiệt A = (2-17a) Hoặc một phương trình thực nghiệm khác của Shiu và Bégg; A = C1 (2-17b) Trong đó: Cp - hệ số áp nén đẳng áp C1 = 0.0149 C2 = 0.5253 C3 = 22.9303 C4 = 0.2904 C5 = 0.2608 C6 = 4.4146 W - Tổng lưu lượng khối lượng rL - Khối lượng riêng pha lỏng tại điều kiện tiêu chuẩn, 1bm/ft3 gg - Tỷ trọng khi (gair = 1) D - Đường kính trong của ống U - Hệ số truyền nhiệt Phương trình sai số khoảng 5% Thực tế, một đường ống có bảo ôn thường bao gồm các lớp: ống thép, lớp chống ăn mòn, lớp cách nhiệt và lớp bảo vệ. Bài toán nhiệt phải tính toán chi tiết: Truyền từ đầu ống và từ ống lần lượt qua các lớp được đặc trưng bởi hệ số truyền nhiệt Ki và bề dày khác nhau. 2.2.3. Tính toán thủy lực và các phương pháp tính Chiếm khối lượng lớn khi thiết kế các tuyến ống mới cũng như khi kiểm tra, sửa chữa các tuyến ống sẵn có cho phù hợp với yêu cầu cụ thể. Nhiệm vụ của tính toán là phải xác định một trong các thông số: Khả năng vận chuyển Q, áp suất đầu hoặc cuối tuyến, đường kính ống D, hoặc cả hai thông số P và D. Quan hệ giữa P và D, P = f(Q) được gọi là đặc tính của tuyến ống. Các kết quả tính toán phụ thuộc vào sơ đồ thủy lực, tính chất vật lý của chất chuyển tải. Căn cứ vào sơ đồ thủy lực, người ta phân chia ra ống đơn giản chỉ bao gồm một cấp đường kính và không phân nhánh, còn ống phức tạp là tuyến có đường kính thay đổi hoặc có phân nhánh. Loại ống đơn giản lại được phân chia ra ống dài và ống ngắn. Nguyên tắc phân chia căn cứ vào tỷ lệ giữa tổn hao cục bộ và tổn hao theo chiều dài. Thông thường khi tổn hao cục bộ bé hơn 10% tổn hao dọc đường thì được xem là ống dài và ngược lại. Một tuyến ống phức tạp có thể được phân chia ra nhiều đoạn đơn giản cho nên việc tính toán cho ống đơn giản là cơ bản. Căn cứ vào tính chất chất lưu người ta phân chia ra: Khí khô (1 pha khí), khí ẩm (2 pha lỏng - khí). Mỗi một mô hình sẽ được lựa chọn cho phù hợp với điều kiện cụ thể. 2.2.3.1. Tính toán đường ống dẫn 1 pha khí + Lưu lượng khí trong ống: Với điều kiện đẳng nhiệt, phương trình chuyển động Bernouli viết cho cột áp: (2-18) Trong đó: dP/rg - Thế năng của áp suất khí ndn/2g - Tỷ động năng của khí chuyển động, qua tính toán do giá trị bé nên bỏ qua. dz - Năng lượng vị trí, ta thường xem ống nằm ngang nghĩa là dz = 0 l : Cột áp tổn hao Như vậy, phương trình có thể viết lại là: (2-19) Từ các phương trình tính n, r thay vào (2-19) ta có: (2-20) l - Chiều dài tuyến ống tính tại điểm xem xét, m: D - Đường kính ống, m; g: Gia tốc trọng trường, m/s2 Biến đổi (2-20) và nhân hai vế với p2, ta thu được: Lấy tích phân cho đoạn ống dài L, áp suất đầu vào P1, đầu ra P2, thay S = pD2/4: (2-21) Giải ra tốc độ khối: G = (2-22) Từ phương trình trạng thái của khí và không khí với hằng số Ra hoặc Từ đó: G = (2-23) Tính lưu lượng khí ở điều kiện đường ống q và điều kiện chuẩn với P0, T0: Q = q.; q = Þ q = (2-24) Thay (2-24) vào (2-23), ta có: Q = (2-25) Ở điều kiện chuẩn với T0 = 200C, P = 760 mmHg, ra = 1,205Kg/m3 và Ra = 287,1 Joul/Kg.0K Q = 387.104.D5/2 (2-26) Trong sách báo chuyên môn, ta có thể gặp các công thức khác song việc xác định chúng đều được tiến hành tương tự, chẳng hạn: Q = (2-27) Công thức phổ biến nhất tính l là công thức Weymouth, dùng trong chế độ chảy nhám. l = (2-28) Một số công thức tương đối tổng hợp để tính toán là: l = 67.102 (2-29) K3: độ nhám tương đương Ở chế độ thủy lực phẳng, l không phụ thuộc độ nhám ta cho K3 = 0. Và ở chế độ ma sát bình phương, l không phụ thuộc Re nên xem Re = 0 để có các công thức đơn giản hơn. Với một hỗn hợp khí nhiều cấu tử, thì ta tính giá trị hệ số Raynold trung bình: (2-30) Giá trị độ nhớt trung bình , KG/m,s: = y1m1 + y2m2 + ... + ynmn (2-30a) mi - Độ nhớt của mỗi cấu tử có hàm lượng yi tính theo phần đơn vị - Mật độ trung bình của hỗn hợp: (2-30b) r0 - Mật độ khí ở điều kiện bình thường P0, - Áp suất ở điều kiện thường và trung bình trong ống, Pa T0, - Nhiệt độ ở điều kiện thường 2370K và nhiệt độ trung bình trên đường ống. 2.2.3.2. Sự thay đổi áp suất trên đường ống. Do tiêu hao năng lượng để duy trì chuyển động nên áp suất sẽ giảm liên tục. Để xác định giá trị tại một bất kỳ có tọa độ x trên đường ống đơn A-C (hình 2.3) có đường kính D áp dụng công thức (2-26) để tính giá trị Q vào điểm x. Qvao = (2-31) Hình 2.3. Sơ đồ đường ống đơn Và giá trị Qra từ điểm x: Qra = Trong đó: K = Từ điều kiện Qra cân bằng Qvào ta có: hoặc Px = (2-32) Giá trị áp suất trung bình trên đường ống trong công thức (2-30b) sẽ được xác định: (2-33) 2.2.3.3. Tính toán đường ống áp suất cao * Tuyến ống có đường kính không thay đổi Trên đó có các nhánh gom (nạp) phân phối (chia) như (hình 2.4). Tuyến ống được phân nhánh với các khoảng cách l1, l2,... ln với tổng chiều dài L, từ các nhánh vào ra ± qi, do đó phải vận chuyển các giá trị Qi. Từ công thức (2-7) và (2-28) với T0 = 2880K, p0 = 1,02 at, ta có: Q = 3,95.104.D8/3 (2-34) Hình 2.4. Sơ đồ ống dẫn thu (hoặc gom) khí Đặt: K = Q2.L = K2 và áp dụng cho từng đoạn: .......................... Tổng tất cả các đoạn có phân nhánh: (2-35) K = Các giá trị Qi, li, P1, Pn + 1 đã biết, tính hệ số K từ đó tính đường kính trong của ống D: D = (2-36) * Tuyến ống có đường kính thay đổi. Khi tuyến ống dài, số nhánh thu (nạp) hoặc cấp (chia) không nhiều thì việc vận dụng một cấp đường kính là không kinh tế, mỗi đoạn ống giữa hai trạc ba (vào hoặc ra) sẽ được tính toán như một ống riêng biệt theo gradient áp suất (giảm áp trên một đơn vị chiều dài) là một hằng số. Trên toàn tuyến: DP = Trên chiều dài l1, tổng giảm áp sẽ là: DP1 = l1.DP = .l1 Áp suất cuối đoạn thứ nhất: P2 = P1 - DP1 = P1 - (P1 - Pn+1) Tương tự, giá trị áp suất cuối của đoạn l2 sẽ là: P3 = P2 - (P1 - Pn+1) Trên mỗi đoạn, ta biết li, Qi, Qi (đầu vào) và tính Pi+1 (đầu ra) để tính toán đường kính, ta sử dụng công thức lưu lượng; chẳng hạn ta dùng công thức (2-34); D = (2-37) 2.2.3.4. Tính toán đường kính áp suất thấp Với ống áp suất thấp và ngắn (bé hơn 10 km) có thể dùng công thức được đơn giản hóa, coi áp suất trong tuyến là giá trị trung bình số học Q = 3,95.104.D8/3 (2-38) Do giá trị áp suất thấp ta cũng có thể xem Z » l Với các ống thu gom bằng hút chân không, ta xem = 1at, công thức (2-38) trở thành: Q = 7,9.104.D8/3. (2-39) Nếu giữa P1 + P2 và 2 có sự sai khác lớn hơn do chân không thì cần có thêm hiệu chỉnh f = Q = 7,9.104. (2-40) Đường ống thu gom ở mỗi đoạn, đường kính có thể thay đổi hoặc không thay đổi để với áp suất thấp hoặc hút chân không, trên mỗi đoạn có lưu lượng Qi và chiều dài l, việc tính toán tương tự như ống áp suất cao, sử dụng các giá trị lưu lượng phù hợp theo các công thức từ (2-38) đến (2-40). * Ống nối tiếp (hình 2.5) Trong một số trường hợp, để thu gom hoặc cung cấp khí nén, người ta dùng ống nhiều đoạn có đường kính khác nhau để vận chuyển Q. Với đoạn thứ i, chiều li, đường kính Di áp suất đầu vào Pi và đầu ra Pi+1 Hình 2.5. Sơ đồ ống nối tiếp Từ công thức (2-36), ta đặt: Q = 13,3 (2-41) Q = Ci hoặc lấy tổng cho n đoạn: Thay , xem Pn+1 là P2, áp suất đầu ra ở cuối tuyến, ta có: Q = C (2-42) Giả sử đã biết Di, li, l, D, Z và T, ta tính được các giá trị Ci và do đó tìm ra C, từ (2-42) sẽ xác định được khả năng vận chuyển của ống mắc nối tiếp. * Ống mắc song song (hình 2.6) Hình 2.6. Hệ thống song song Toàn bộ lưu lượng Q được vận chuyển trên các đoạn có đường kính khác nhau, lắp song song, các nhánh đều có áp suất đầu vào là P1 và đầu ra P2. Lưu lượng khí vận chuyển trên mỗi nhánh: Qi = Ci Và lưu lượng tổng: Q = (2-43) Trường hợp đặc biệt của tuyến ống song song là tuyến phân dòng. Hình 2.7. Sơ đồ ống có tuyến phân dòng Với đường ống dài, để tăng khả năng vận chuyển, ta lắp thêm một nhánh chiều dài l, đường kính D2, lưu lượng tổng Q: Q0 = 13,3. (2-44) Sau khi lắp ống nhánh, lưu lượng trên đoạn AB ở ống chính là Q1 Q1 = (2-45) Từ đó: (2-46) Giá trị Q được vận chuyển tiếp tục trên đoạn BC, cho nên có thể viết: Q1 = (2-47) (2-48) Cộng (2-57) và (2-59) ta có . Thay vào (3-54) và đặt x = l/L ta có: (2-49) Q0 - Lưu lượng tổng (trước khi phân nhánh), Nm3/s; Qi - Lưu lượng ống chính sau khi phân nhánh; l, L - Chiều dài nhánh và chiều dài tổng, m; D1, D2 - Đường kính ống chính và nhánh phụ, m; l1, l2 - Hệ số ma sát ở ống chính và ống nhánh. Khi ta biết các giá trị l,D1,Qo,L ta cần phải xác định một trong ba giá trị Q1,D2,l2 (tương ứng chiều dài L) khí biết hai giá trị kia. 2.3. Xây lắp, thi công tuyến ống 2.3.1. Quy trình xây lắp đường ống trên đất liền Quá trình xây lắp đường ống đất liền đòi hỏi sự chuẩn bị cẩn thận và lập kế hoạch chi tiết, với một số đường ống có thể dài tới hàng ngàn km, các vấn đề hậu cần trở nên rất lớn. Do đó,tất cả các công việc tiến hành quá trình xây lắp phải được phối hợp đặc biệt cẩn thận đẻ công trường xây lắp không trải dài ra đến hàng trăm km với quá trình kiểm soát và giám soát rất khó khăn và thiếu hiệu quả. Quá trình xây lắp đường ống bao gồm nhiều phương tiện như các trạm bơm và máy nén, các thiết bị đo đếm và phóng thoi, hệ thống bảo vệ cathode, các phòng điều khiển, các trạm valve, bồn chứa…đi kèm với quá trình lắp đặt hệ thống đường ống thật sự. Đây chính là lý do của mức độ phức tạp cao khi lắp đặt một hệ thống đường ống. Các quá trình cơ bản xây lắp đường ống : - Lựa chọn và đánh dấu tuyến ống, - Quá trình đào rãnh, - Quá trình rải ống và uốn ống, - Quá trình hàn ống, - Phủ ống và hạ ống xuống rãnh, - Quá trình lấp rãnh, - Thi công tại các vị trí cắt ngang ống qua các khu vực đặc biệt, - Phục hồi trạng thái ban đầu. 2.3.2. Tổng quan về thi công tuyến ống biển + Mục đích - Thi công đường ống là đặt ống vào đúng vị trí thiết kế dưới đáy biển - Là giai đoạn thi công chính, chiếm nhiều thời gian và chi phí nhất - Thường sử dụng các phương tiện thi công chuyên dụng - Lựa chọn ra phương án thi công thích hợp nhất để vừa đảm bảo yêu cầu kỹ thuật cũng như giá trị kinh tế… + Các phương pháp thi công tuyến ống biển Hiện nay có rất nhiều phương pháp thi công đường ống ngầm, bao gồm phương pháp thi công bằng xà lan (tàu) thả ống, phương pháp thi công kéo ống và nhiều phương pháp khác. Việc lựa chọn phương pháp thi công thích hợp phụ thuộc vào từng điều kiện cụ thể và đặc điểm của loại ống cần thi công như đặc trưng về kích thước ống, ống có được bọc gia tải hay không được bọc gia tải, độ sâu thi công, điều kiện thời tiết, đội tàu thi công sẵn có, thời gian thi công cho phép, tính kinh tế của từng phương pháp… * Các phương pháp thi công chủ yếu: - Thả ống theo phương ngang bằng xà lan chuyên dụng (S - lay); - Xà lan thả ống có trống cuộn (Reel barge); - Kéo ống trên mặt nước (Surface float); - Kéo ống sát mặt nước (Below surface float); - Kéo ống sát đáy biển (Controlled about bottom pull); - Thả ống bằng ống chữ J từ platform; - Thả ống theo phương đứng bằng xà lan chuyên dụng (J - lay); 2.3.2.1. Giới thiệu các phương pháp thi công đường ống hiện đang được áp dụng a) Phương pháp thi công bằng xà lan thả ống (Lay - Barge Methode) Hình 2.8. Phương pháp thi công bằng xà lan thả ống * Phân loại. - Box shaped: là thế hệ đầu tiên, hạn chế khả năng thi công trong điều kiện thời tiết xấu ( sóng < 5ft); - Ship shaped: là thế hệ thứ hai, thi công được trong điều kiện sóng 12ft chính diện; - Semi - submersible: là thế hệ thứ ba, thi công được trong điều kiện sóng từ 15 ÷ 17ft, ổn định cao, thi công được ở độ sâu nước lớn. * Cấu tạo và nguyên lý hoạt động + Cấu tạo: Xà lan lắp đặt đường ống là loại tàu biển được trang bị các thiết bị chuyên dụng cho việc rải ống. - Trên boong tàu người ta lắp đặt các thiết bị dùng cho việc kiểm tra các mối hàn ráp nối, cẩu dùng cho nâng hạ ống, các vật liệu khác nhau để thực hiện cho việc lắp ráp, nâng ống và thả trượt, các tời neo, thiết bị động lực, thiết bị dùng cho kéo căng đường ống Tensioner, bục điều khiển và sàn dùng cho máy bay hạ cánh. - Trên tàu còn có nơi ăn ở và sinh hoạt, việc cung cấp ống và các vật liệu khác nhau được trợ giúp bởi các tàu bổ trợ. - Xà lan lắp đặt đường ống trong thời gian làm việc di chuyển nhờ hệ thống neo, hệ thống neo này đảm bảo vị trí bền vững của xà lan khi thi công. + Nguyên lý hoạt động: Công nghệ lắp đặt đường ống từ xà lan là nối theo trật tự các ống hàn thành các nhánh. Việc hàn ống được thực hiện trên các đoạn nghiêng, hơi xoắn của boong, có trang bị giàn con lăn và đồng thời được dùng làm thiết bị thả ống. Khi lắp đặt ở đường ống ở độ sâu không lớn được thả trực tiếp hay gián tiếp từ thiết bị thả hay sử dụng dạng cầu trượt thẳng. Khi độ sâu lắp đặt tăng lên, tải trọng tăng lúc đó cần thiết phải sử dụng các phương tiện làm giảm tải trọng dư. Ứng suất lớn nhất xuất hiện ở đoạn nằm giữa điểm xuống dốc của ống dẫn từ xà lan và đáy biển. Để hạn chế ứng suất này trên xà lan lắp đặt đường ống có trang bị các cầu trượt cong đều và các thiết bị kéo tạo ra các ứng suất dọc. Để lắp đặt đường ống xuống đáy người ta sử dụng Stinger hình dáng đường cong chữ S, ở đây các ứng suất xuất hiện trên các đoạn lồi và lõm của nó. Các ứng suất xuất hiện trên đoạn cong lồi được giới hạn bằng cầu trượt tạo cho đường ống góc nghiêng an toàn, còn trên đoạn cong lõm nhờ thiết bị kéo tạo ra sức căng và được bố trí trên đoạn nghiêng của đường lắp ráp. Có ba loại cầu trượt là: thẳng, cong thẳng liền và cong đều có khớp cầu. * Ưu, nhược điểm của phương pháp + Ưu điểm: - Phương pháp này cho phép thi công liên tục - Mọi công việc từ khâu thực hiện đến khâu kiểm tra đều được thực hiện trên tàu do vậy độ an toàn tương đối cao - Sử dụng được với loại ống có lớp bọc gia tải hoặc không gia tải - Sử dụng được với nhiều loại đường ống có đường kính khác nhau - Thi công được cả trong vùng nước tương đối sâu và nước nông - Việc hàn nối được thực hiện trên tàu đồng thời trong lúc thả ống nên không đòi hỏi phải có xưởng thi công hàn nối trên bờ. + Nhược điểm: - Đòi hỏi tàu chuyên dụng, giá thuê tàu đắt - Luôn cần có tàu dịch vụ để phục vụ công tác thả neo cũng như cung cấp ống - Tốc độ thi công thấp hơn so với một số phương pháp khác. * Phạm vi áp dụng - Áp dụng chủ yếu cho vùng nước nông - Loại ống có đường kính vừa và nhỏ - Áp dụng thả ống liên tục với các tuyến ống dài - Áp dụng trong điều kiện thời tiết thuận lợi. b) Phương pháp thi công bằng xà lan có trống cuộn (Reel - Barge Methode) Khác với phương pháp thi công bằng xà lan thả ống, phương pháp này không thực hiện công tác hàn nối ống trên tàu. Ống được hàn nối liên tục và được cuộn sẵn quanh các trống có kích thước lớn đặt trên tàu. Việc thả ống cũng được sử dụng Stinger, di chuyển bằng neo tương tự như phương pháp thả ống bằng xà lan thả ống. Hình 2.9. Phương pháp thi công bằng xà lan có trống cuộn * Phân loại Tàu thả ống có trống cuộn bao gồm hai loại: - Trống ngang trục xoay thẳng đứng - Trống đứng trục xoay nằm ngang. Loại này linh hoạt hơn, ống có thể đưa từ bên dưới hoặc bên trên nên áp dụng được cho cả vùng nước sâu và vùng nước nông, giảm thiểu tối đa ứng suất uốn xuất hiện trong đoạn cong lồi. Có thể không cần dùng đến Stinger. Hình dạng ống khi thả có thể là S - lay hoặc J - lay Hình 2.10. Hình dạng ống khi thả kiểu S - lay Hình 2.11. Hình dạng ống khi thả kiểu J - lay * Nguyên lý hoạt động và cấu tạo - Đường ống được chế tạo trên bờ: hàn nối, bọc chống ăn mòn, sau đó cuộn đều lên trống cuộn có đường kính lớn - Tàu thả ống cùng trống cuộn di chuyển đến vị trí xây dựng và tiến hành rải ống - Khi thả ống, đường ống được thả dần khỏi trống, ống được làm thẳng, làm tròn sau đó đưa xuống biển - Khi thi công ở vùng nước sâu, có thể dùng Tensioner để tạo lực căng - Tùy điều kiện thời tiết, thường tốc độ thả ống khoảng 0,514 m/s - Khi thả hết một cuộn ống, hàn đầu kéo vào cuối ống và thả tiếp bằng cáp, tàu quay về cảng lấy trống cuộn thay thế - Tại vị trí thi công, ống đã thả được kéo ngược lên tàu để hàn vào đầu ống mới và thả tiếp. * Ưu, nhược điểm của phương pháp + Ưu điểm: - Tốc độ thi công cao, thích hợp với điều kiện thời tiết thuận lợi - Chất lượng mối hàn, vỏ chống ăn mòn cao do được thi công và kiểm tra trong nhà máy - Có thể không cần Stinger. + Nhược điểm: - Đường kính ống bị hạn chế, thường đường kính là 10 – 16 inch - Không cho phép bọc gia tải - Thi công nối cuối ống rất phức tạp và tốn thời gian - Cần phải gia tăng chiều dày ống để tránh các hiện tượng ống bị bóp méo trong khi cuộn hoặc thả ống. * Phạm vi áp dụng. - Áp dụng cho tuyến ống dài liên tục - Thích hợp vùng nước nông. c) Phương pháp thi công kéo ống Thi công bằng phương pháp kéo ống trên mặt nước là các phân đoạn ống được nối liên tiếp thành những đoạn phụ thuộc vào khả năng của tàu kéo. Để duy trì được mức nổi sát mặt cần có hệ thống cầu phao (ponton) để nâng đỡ ống. Hệ thống ponton tạo thành những gối đỡ, ống phải làm việc như một dầm liên tục. Các đoạn ống được kéo ra vị trí thi công nhờ tàu kéo và tàu giữ. * Ưu, nhược điểm của phương pháp + Ưu điểm: - Thi công trên biển tương đối nhanh - Yêu cầu sức kéo không quá lớn - Mọi công việc hàn, kiểm tra được thực hiện trên bờ do vậy đường ống có chất lượng cao - Chỉ cần một loại phao phục vụ cho công tác thi công thả ống, phao có cấu tạo đơn giản. + Nhược điểm: - Đòi hỏi phải chế tạo mặt bằng thi công trên bờ là lớn, độ dốc của bãi chế tạo là nhỏ - Phải chế tạo hệ thống ponton và các thiết bị phụ trợ cho công tác lắp ghép các ponton vào đường ống - Việc thi công sẽ là bất lợi khi thi công tuyến ống xa khu vực bãi lắp ráp do thời gian di chuyển trên biển dài - Gây cản trở các hoạt động dân sự trên biển như sự đi lại của tàu thuyền, các hoạt động đánh cá… * Phạm vi áp dụng - Áp dụng cho vùng nước nông - Tàu kéo có công suất thấp - Tuyến ống ngắn. Phương pháp kéo ống sát mặt biển (Below Surface Tow) Để hạn chế tác động của sóng - dòng chảy và sự cản trở giao thông hàng hải, người ta bố trí cho ống nổi cách mặt nước một khoảng tuỳ theo thiết kế nhờ hệ thống phao nâng và hệ thống phao điều chỉnh khoảng cách, công tác kéo ống cũng sử dụng tàu kéo và tàu giữ. Việc thi công diễn ra tương đối nhanh do điều kiện thi công tuyến ống khá thuận lợi, ít gây ảnh hưởng đến môi trường xung quanh. Phương pháp thi công này sử dụng đồng thời hai loại phao nổi khác nhau là: phao điều chỉnh và phao phụ và nó có thể áp dụng thi công cho mọi độ sâu nước. Tuy nhiên phương pháp này đòi hỏi mặt bằng thi công trên bờ là lớn, độ dốc của bãi chế tạo nhỏ và thường gặp nhiều khó khăn khi thi công tuyến ống xa khu vực bãi lắp ráp do tốn nhiều thời gian di chuyển trên biển dài. Hình 2.12. Phương pháp thi công kéo ống sát mặt biển * Ưu, nhược điểm của phương pháp + Ưu điểm: - Thi công trên biển tương đối nhanh - Hạn chế được ảnh hưởng của sóng - dòng chảy - Ít ảnh hưởng đến các hoạt động hàng hải. + Nhược điểm: - Đòi hỏi mặt bằng thi công trên bờ là lớn, độ dốc của bãi chế tạo nhỏ - Phải chế tạo hệ thống ponton và các thiết bị phụ trợ cho công tác lắp ghép các ponton vào đường ống - Việc thi công sẽ là bất lợi khi thi công tuyến ống xa khu vực bãi lắp ráp do tốn thời gian di chuyển trên biển dài - Phải sử dụng đồng thời hai loại phao - Yêu cầu sức kéo lớn hơn phương pháp kéo ống trên mặt. * Phạm vi áp dụng: Áp dụng cho mọi độ sâu nước. Phương pháp thi công kéo ống sát đáy biển (Off Bottom Tow) Phương pháp này dựa trên nguyên tắc nối ống chung như các phương pháp kéo ở trên. Trong quá trình kéo, ống sẽ trực tiếp tiếp xúc với đáy biển và không cần sự trợ giúp của hệ thống phao nâng. Hình 2.13. Phương pháp thi công kéo ống sát đáy biển * Ưu, nhược điểm của phương pháp + Ưu điểm: - Đơn giản, không cần đòi hỏi các phương tiện phụ trợ - Ít chịu tác động của sóng và dòng chảy - Khi gặp điều kiện bất lợi của thời tiết có thể để ống dưới đáy biển mà không sợ hư hỏng - Thuận lợi cho việc lắp đặt tuyến ống. + Nhược điểm: - Quá trình thi công dễ gặp sự cố do va vào các chướng ngại vật dọc tuyến ống - Vỏ ống dễ bị hư hại nhiều trong quá trình kéo ống - Đường ống chịu ma sát lớn với đáy nên cần có tàu có sức kéo lớn. * Phạm vi áp dụng - Áp dụng cho mọi độ sâu nước - Phương pháp áp dụng cho những tuyến ống gần bờ, điều kiện địa chất thuận lợi, đáy biển tương đối bằng phẳng - Được sử dụng rộng rãi trong trường hợp thi công trong cảng hoặc thi công qua sông - Có thể thi công trong điều kiện thời tiết xấu. 2.3.2.2. Các công đoạn thi công rải ống của XNLD Vietsovpetro Tại XNLD Vietsovpetro, việc rải ống ngầm được thực hiện bằng tàu Nam Côn Sơn, các công đoạn chính trên tàu rải ống bao gồm: - Bước 1: Chuẩn bị mép vát Mép vát đã được nhà sản xuất ống vát theo tiêu chuẩn, thường vát chữ V, góc vát 300. Công việc chuẩn bị bao gồm mài sạch mép vát, sửa chữa những chỗ bị bóp méo do quá trình vận chuyển để đảm bảo định dạng mép vát theo yêu cầu của quy trình hàn. Nhược điểm là việc mài sạch phải sử dụng máy mài, thời gian kéo dài, đòi hỏi thợ có tay nghề cao nếu không sẽ làm hỏng định dạng mép vát, gây khuyết tật mối hàn. Người thợ phải làm việc với cường độ cao không duy trì được khả năng làm việc lâu dài. - Bước 2: Lắp ghép ống và hàn lớp lót Thường dùng tời để ghép, không sử dụng định tâm hoặc sử dụng định tâm ngoài. Nhược điểm là thời gian lắp phụ thuộc vào kỹ năng điều khiển tời và kinh nghiệm của người lắp ghép. Nếu khe hở, mép cùn, độ lệch mép không chuẩn thì thời gian hàn sẽ tăng lên, gây ra các khuyết tật tại lớp lót như không ngấu, lõm đáy. - Bước 3: Hàn lớp giữa. - Bước 4: Hàn lớp phủ. - Bước 5: Kiểm tra mối hàn. - Bước 6: Bọc chống ăn mòn Bề mặt được làm sạch, được sơn lót và quấn băng keo bảo vệ. 2.3.2.3. Lựa chọn phương án thi công Việc lựa chọn phương án thi công phải dựa trên điều kiện môi trường: độ sâu nước, điều kiện địa chất đáy biển, địa hình nơi xây dựng, điều kiện về phương tiện thi công hiện có, tính kinh tế của phương án thi công… Trong điều kiện Việt nam do phương tiện thi công bị hạn chế, chúng ta hiện chỉ có phương tiện chuyên dụng duy nhất phục vụ cho việc thi công thả ống là tàu rải ống Nam Côn Sơn. Do đó trong đồ án này, ta chọn phương án thi công bằng tàu rải ống Nam Côn Sơn, có sử dụng Stinger để rải ống. CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN CÔNG NGHỆ CHO TUYẾN ỐNG DẪN KHÍ TỪ GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM CTP2 ĐẾN GIÀN NÉN KHÍ TRUNG TÂM CKP MỎ BẠCH HỔ * Số liệu tuyến ống thi công - Chiều dài tuyến ống : L = 1005 m - Đường kính ngoài : D = 0,309 m - Bề dày ống : = 0,016 m - Mác thép : API 5L X65 σc: cường độ chảy dẻo nhỏ nhất = 4800 kG/cm σk: cường độ chịu kéo nhỏ nhất = 5300 kG/cm - Bề dày dự trữ ăn mòn: m = 0,004 m - Sai số do chế tạo, do không đủ số liệu nên lấy ’ = 5% - Trọng lượng riêng của nước biển:γ = 1025 kG/m - Áp suất trong đường ống: Potk = 188 at =184.428 kG/cm3 - Độ sâu nước tính toán vùng thi công: d = 56 m - Nhiệt độ môi trường nước biển: 40oC - Áp suất đầu tuyến: P1 = 10 at - Nhiệt độ trung bình của khí: Ttb = 40oC - Độ nhám: e = 0,0003 m - Lưu lượng: Q = 250000 m3/ngày đêm 3.1. Tính toán bền Ở trạng thái kiểm tra hoặc khai thác đường ống đều phải chịu những áp lực trong do dòng nước vận chuyển trong ống gây nên.Theo qui phạm DnV- Rules for submarine pipeline systems 1996, ta kiểm tra độ bền của ống ở hai trạng thái : 3.1.1. Tính toán kiểm tra ở trạng thái thi công Bề dày của ống ở trạng thái thi công tc = – ’ = 16 –16.5% =16 – 0.8 = 15,2 mm . Khả năng chịu áp lực trong của đường ống + Trạng thái giới hạn nổ: (Pli – Pe) . ≤ ku. σk (3-1) + Trạng thái giới hạn đàn hồi: (Pli – Pe) . ≤ ks. σc (3-2) Trong đó: Pli : áp lực tính toán lên đường ống. Pe : áp lực thuỷ tĩnh min lên đường ống. ks , ku : hệ số tra bảng 3.1 phụ thuộc cấp an toàn. D : đường kính ngoài của ống. : bề dày của ống (thi công). Bảng 3.1. Hệ số cấp an toàn Hệ số Cấp an toàn Thử áp lực Thấp T.Bình Cao ks 0,83 0,77 0,77 0,96 ku 0,72 0,67 0,64 0,84 Với: Pli = (1,1.P0tk).1,05 = 1,1.184,428.1,05 = 213,08kG/cm2. Pe = γ.d = 1025. 56.10-4 = 5,74 kG/cm2. D = 309 mm. ku = 0,84 (tra bảng 3.1). = 15,2 mm. ks = 0,96 (tra bảng 3.1). Suy ra: (Pli – Pe) . = (213,08 – 5,74). = 2003,83 kG/cm2. ku. σk = 0,84.5300 = 4452 kG/cm2. ks. σc = 0,96.4800 = 4608 kG/cm2. Thỏa mãn (3-1) và (3-2). Vậy đường ống đủ khả năng chịu áp lực trong trong trạng thái thử áp lực. 3.1.2. Tính toán kiểm tra ở trạng thái vận hành Bề dày của ống ở trạng thái vận hành vh = – ’ – m = 16 – 0,8 – 4 = 11,2 mm. Khả năng chịu áp lực trong của đường ống. + Trạng thái giới hạn nổ: (Pli – Pe) . ≤ ku.1,1. σk (3-3) + Giới hạn chảy: (Pli – Pe) . ≤ ks.1,1. σc (3-4) Trong đó: Pli : áp lực tính toán lên đường ống. Pe : áp lực thuỷ tĩnh min lên đường ống. ks , ku : hệ số tra bảng 3.1 phụ thuộc cấp an toàn. D : đường kính ngoài của ống. : bề dày của ống (vận hành). => Pli = 1,1.P0tk = 1,1.188 = 206,8 at = 202,87 kG/cm2. Pe = γ.d = 1025.53.10-4 = 5,74 kG/cm2. D = 309 mm. t = 11,2 mm. + Với đường ống nằm trong vùng 1 là vùng dọc theo tuyến ống không có hoạt động của con người. Tra bảng 3.1 ta có: ks = 0,83. ku = 0,72. => (Pli – Pe). = (202,87 – 5,74). = 2620,77 kG/cm2. ks.1,1. σk = 0,83.1,1.5300 = 4838,9 kG/cm2. ku.1,1. σk = 0,72.1,1.5300 = 4197,6 kG/cm2. Thỏa mãn (3-3) và (3-4). + Với đường ống nằm trong vùng 2 là vùng mà đường ống / riser ở gần dàn và vùng có hoạt động thường xuyên của con người. Tra bảng 3.1 ta có: ks = 0,83. ku = 0,72. => (Pli – Pe). = (202,87 – 5,74). = 2620,77 kG/cm2. ks.1,1. σk = 0,83.1,1.5300 = 4838,9 kG/cm2. ku.1,1. σk = 0,72.1,1.5300 = 4197,6 kG/cm2. Thỏa mãn (3-3) và (3-4). Vậy đường ống đủ khả năng chịu áp lực trong trong trạng thái vận hành. 3.2. Tính toán thủy lực + Tính tổn hao áp suất trên tuyên ống Nm3/s TTB = 40 + 273 = 3130k μg = 1,25.10-5 Pas = 1,25.10-5 kg/m.s + Tính lưu lượng trong điều kiện đường ống: (P0 = 1at, T0 = 20+273 = 2930K ĐKTC) Thay số vào ta có: m3/s +Vận tốc dòng khí trong ống: m/s + Tính số Reynol (Re) + Tính độ nhám tương đối: Ɛ + Tìm vùng thủy lực: Nhận xét: R1 < Re < R2 Như vậy chế độ chảy của khí trong ống nằm ở vùng chuyển tiếp. + Tính hệ số sức kháng thủy lực (áp dụng công thức Weymouth): thay số + Tính áp suất ở đầu ra (P2): Áp dụng công thức: Đặt a: Khi đó Tính a: Vì: + Hao hụt trên toàn tuyến ống at. Vậy tuyến ống thỏa mãn sự giảm về áp suất theo khoảng cách của tuyến ống và tổn hao áp suất không đáng kể. 3.3. Tính toán nhiệt Thông số nhiệt - Nhiệt độ đầu vào và ra tương ứng: T1 = 500C; T2 = 200C - Hệ số truyền nhiệt từ chất lỏng ra môi trường: ɤ = 0,61 - Nhiệt dung riêng Cp = 7,15 J/kg.0K; G = 98 kg/s Tính nhiệt độ tại khoảng cách 300 m để xác định vị trí đo nhiệt độ chất lỏng có vượt quá giới hạn thiết kế của chất khí bắt dầu ngưng tụ. t: nhiệt độ chất lưu; t0 : nhiệt độ môi trường Ở chế độ chảy ổn định lượng nhiệt mất đị bằng lượng nhiệt truyền vào môi trường: Đặt = 1,156.10-3 (m) (*) Mặt khác: (p = 760 mmHg) => t0 = 22,20C Từ (*) => Tại l’ = 300 km nhiệt độ là t’ (t0 = 22,20C) t’ = 22,2 + (50 - 22,2).e-al’ t’ = 41,64oC Ta thấy t1 = 50oC > t’ = 41,64oC > t2 = 20oC Thỏa mãn với sự giảm dần về nhiệt độ theo khoảng cách của tuyến ống. Kêt luận: Từ việc tính toán công nghệ ta thu được các thông số đảm bảo an toàn cho quá trình vận hành của tuyến ống. CHƯƠNG 4 CÁC SỰ CỐ THƯỜNG GẶP TRONG QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ VÀ BIỆN PHÁP KHẮC PHỤC Trong quá trình phát triển của mỏ, yêu cầu khối lượng, thành phần chất lưu cần chuyền tải sẽ có sự thay đổi nhất định. Ở giai đoạn đầu, giai đoạn gia tăng, nhu cầu vận chuyển dầu sẽ tăng dần. Tới giai đoạn ổn định, lượng dầu đạt giá trị cao nhất, đồng thời lượng nước vỉa khai thác và nước bơm ép cũng bắt đầu ra tăng. Trong các giai đoạn cuối, khi bắt đầu suy giảm thì khối lượng vận chuyển chủ yếu là nước. Nói chung với các mỏ dầu, nhu cầu vận chuyển tất cả các chất lưu: dầu, nước, khí đồng hành gia tăng theo thời gian phát triển. Đối với các mỏ khí nhu cầu vận chuyển ít thay đổi. Khả năng vận chuyển của ống thay đổi theo thời gian do các nguyên nhân khác nhau : - Đường kính trong của ống bị giảm và tình trạng bề mặt thay đổi dẫn đến sự gia tăng sức kháng thủy lực. Khi vận chuyển, chất lưu kéo theo các vật chất cơ học từ vỉa vào giếng như: bùn, cát, sét … Khi tốc độ giảm sẽ lắng xuống thành ống hình thành nên các lớp, nhiều khi rất khó phá hủy. Với dầu có nhiều Parafin, gặp điều kiện nhiệt độ không thuận lợi sẽ đông đặc, kết tinh và bám vào vách ống. Tương tự khi vận chuyển nước vỉa hoặc dầu ngậm nước thì các lớp kết tinh sẽ là muối, đồng thời nước thúc đẩy hình thành các lớp oxit trên thành ống. Các lớp kết tủa làm giảm đường kính trong của ống và làm cho tình trạng ống thay đổi, độ nhám tăng lên. - Độ bền của đường ống cũng giảm theo thời gian sử dụng do chịu lực cơ học lâu dài và do tiếp xúc với môi trường. Khi tiếp xúc với môi trường, phần lớn các ống dẫn chất lỏng bị han gỉ, ngoài ra còn chịu sự mài mòn, xói mòn do dòng chảy của hỗn hợp lỏng rắn làm cho bề dày bị giảm. Trong thời gian làm việc dài, ống chịu các tải trọng cơ học, đặc biệt là các xung áp lực khi vận chuyển dầu khí có hàm lượng trung bình đến cao, sẽ dẫn đến hiện tượng mỏi của vật liệu và sức chịu tải sẽ giảm. - Khả năng vận chuyển có thể bị giảm do sự tắc nghẽn tạm thời làm gián đoạn sự chuyển động. Điển hình là sự xuất hiện các nút chất lỏng, các nút hydrat trong ống dẫn khí và các đệm khí trong các ỗng dẫn hỗn hợp khí lỏng. Để đảm bảo quá trình sản xuất bình thường, tiết kiệm kim loại và năng lượng chúng ta cần phải hiểu rõ nguyên nhân và biết cách lựa chọn các giải pháp cần thiết để ngăn ngừa sự lắng đọng, kết tinh, bám dính, sự tạo nút, sự hình thành các va đập áp suất trong đường ống và sự ăn mòn, han rỉ trong đường ống. Dầu ở nước ta là loại dầu nhiều parafin và có nhiệt độ kết tinh tương đối cao từ 28-330C, khí hậu nhiệt đới nóng ẩm, khai thác ngoài khơi, hệ thống thu gom ở các mỏ và các giàn nhẹ là hệ thống kín, khí được khai thác xa bờ, được vận chuyển theo dòng 2 pha rất xa cho nên vấn đề nêu ra là hết sức thiết thực. Vì vậy mà ta cần phải đưa ra các giải pháp để làm tăng khả năng lưu thông của đường ống. 4.1. Lắng đọng parafin Parafin là một hỗn hợp hydrocacbon phức tạp, thành phần chủ yếu là hydrocacbon ở thể rắn, hợp chất từ C17 đến C100 thường là mạch no. Tỷ trọng thường từ 0.86 – 0.94. Theo tính chất vật lý chia làm 2 nhóm: - Nhóm từ C17 đến C35 gọi là parafin. - Nhóm lớn hơn C35 gọi là xeregin. Parafin bị mất tính lưu biến tạo thành thể rắn ở nhiệt độ từ 25-350C. Khi bắt đầu kết tinh hoặc mất tính linh động sẽ gây khó khăn cho việc vận chuyển, làm tăng tổn hao áp suất và nhiều khi không vận chuyển được. Nguyên nhân gây kết tinh, lắng đọng parafin: - Do bề mặt trong của ống (độ nhám của ống). - Do khả năng hòa tan parafin trong dầu kém. - Do nhiệt độ kết tinh của parafin cao. - Do hàm lượng parafin trong dầu cao. - Do tốc độ giảm áp lớn. - Do tốc độ dòng chảy thấp. * Các biện pháp khắc phục khi vận chuyển dầu nhiều parafin Hiện nay đã có rất nhiều giải pháp mà việc lựa chọn phụ thuộc vào điều kiện cụ thể của từng mỏ, từng khu vực. Các giải pháp truyền thống có thể là: + Duy trì áp suất vận chuyển cao (10 - 15at) trên tuyến ống thu gom để hạn chế viêc tách khí và vận tốc chảy cao để gây động lực ngăn cản sự lắng đọng. + Giải pháp gia nhiệt là một trong những biện pháp được dùng phổ biến, còn gọi là biện pháp vận chuyển dầu nóng. Nguyên tắc là duy trì dầu ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc của parafin. + Vận chuyển dầu cùng khí hoặc nước. + Giảm độ nhám và khả năng bám dính của ống. + Pha loãng dầu, đây là giải pháp làm giảm độ nhớt, giảm tổn hao áp suất, tăng tốc độ vận chuyển và giảm nồng độ parafin. + Sử dụng hóa chất, trước hết là các hóa chất bề mặt, ngăn ngừa sự hình thành nhũ tương dầu, thành ống sẽ tiếp xúc với nước chứ không tiếp xúc với dầu, giảm khả năng bám dính. Đồng thời hóa chất hấp phụ trên bề mặt các tinh thể, làm chậm hoặc cản hoàn toàn sự tăng trưởng của chúng, hạn chế sự lắng đọng. Ở các nước phương Tây, các hóa chất được chia ra làm 2 nhóm là bôi trơn và phân tán. Loại thứ nhất có khả năng tạo một lớp màng mỏng trên bề mặt thiết bị ngăn cản sự lắng đọng, loại thứ hai ngăn cản sự liên kết của các tinh thể parafin làm cho chúng ở trạng thái phân tán trong suốt quá trình vận chuyển. Ở nước ta các hóa chất thường được sử dụng có tên thương phẩm Sepaflux, Paraven, Sellowim … với hàm lượng từ 0,01-0,05% có tác dụng hạ thấp nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến (400 - 10000g/tấn dầu). + Sử dụng các giải pháp hỗn hợp: nhiệt - hóa, nhiệt - từ. Căn cứ vào áp suất của hệ thống thu gom, các giải pháp có thể khác nhau về nguyên tắc cho hệ thống hở và hệ thống kín. * Trong hệ thống thu gom hở : Các giải pháp có thể là: + Pha loãng dầu nhằm cải thiện tính lưu biến. Ta có thể dung các dung môi gốc Hydrocacbon ít parafin, có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp. Sau khi pha loãng nồng độ parafin sẽ giảm. Đồng thời trong dung môi có chứa một hàm lượng nhựa nhất định, nó đóng vai trò ức chế quá trình hình thành mạng tinh thể parafin. Các dung môi có thể sử dụng bao gồm dầu thô ít parafin, condensat thu hồi từ khí dầu, các sản phẩm trưng cất dầu mỏ (xăng, dầu hỏa, dầu diezen), các dẫn xuất : tetraclorua, cloruacacbon, các hydrocacbon thơm: benzen, toluene …. Giải pháp này có giá trị kinh tế với điều kiện có sẵn các dung môi tự nhiên ở những nơi có nhiều mỏ tập trung, khai thác nhiều loại dầu khác nhau thì việc sử dụng mới thuận tiện. Ngoài ra, mỏ gần các nhà máy chế biến dầu cũng có được tính khả thi. Tại các giàn cố định ở nước ta, tuy là hệ thống thu gom hở, song không có điều kiện ứng dụng giải pháp này vì hàm lượng dung môi yêu cầu tương đối cao, trên dưới 10%. + Giải pháp nhiệt và nhiệt từ. Là một giải pháp được sử dụng rất phổ biến nhất là tại các vùng có nhiệt độ thấp. Trên tuyến ống ta bố trí các trạm gia nhiệt mà phổ biến nhất là các nồi hơi. Việc gia nhiệt chi có hiệu quả khi tuyến ống được bọc cách nhiệt hoặc được chôn trong đất. Dầu sau khi được gia nhiệt vận chuyển theo ống có lớp bọc cách nhiệt sẽ đảm bảo giữ nhiệt tốt. Tuy nhiên giải pháp này cũng tốn kém và không hiện thực khi khai thác ở ngoài biển. Một giải pháp khác là xử lý nhiệt thuần túy, ta nung dầu đến nhiệt độ nóng chảy hết parafin, sau đó để nguội, thực hiện quá trình tái kết tinh, tạo ra mạng hình cây không bền vững. Nguyên nhân là trong quá trình tái kết tinh thành phần nhựa có tác dụng như một hoạt chất bề mặt hấp phụ trên bề mặt các tinh thể, số lượng các tinh thể sẽ lớn và kích thước chúng bé, hình dạng tinh thể thay đổi. Một giải pháp kỹ thuật mới là dùng phương pháp nhiệt - từ. Các thí nghiệm được tiến hành với các từ trường vĩnh cửu và từ trường xoáy. Tác động của nó lên mạng tinh thể parafin là một hiện tượng phức tạp chưa được nghiên cứu kỹ. Kết quả cho thấy khi xử lý bằng từ trường và nhiệt, chi phí điện năng giảm 2,5 lần so với xử lý nhiệt, chất lượng dầu không giảm do không dùng hóa chất. Bản chất của phương pháp có thể là tại các nút mạng tinh thể parafin có tồn tại các phân tử với momen lưỡng cực, khi nhiệt độ tăng, trật tự này sẽ suy yếu, nhờ ảnh hưởng của từ trường, lực Lenxơ xuất hiện, cấu trúc mạng sẽ bị phá vỡ ở nhiệt độ thấp hơn so với phương pháp thuần túy nhiệt độ. Phương pháp rút ngắn thời gian tái kết tinh của parafin, giữ được nhiệt độ đông đặc thấp trong một thời gian dài. + Để tăng khả năng vận chuyển dầu nhiều parafin, có thể dùng giải pháp vận chuyển dầu cùng với nước, sẽ giảm được tổn hao áp suất và tăng khoảng cách vận chuyển. * Vận chuyển trong hệ thống thu gom kín. Lúc này dầu chưa được tách khí hoặc chỉ được tách sơ bộ, phần lớn khí còn lại trong dầu. Sự có mặt của khí nói chung và thành phần nhẹ nói riêng rất có lợi vì dầu trở nên nhẹ và loãng, tăng khả năng hòa tan của parafin, giảm tổn hao áp suất. Đồng thời sự giãn nở của khí hòa tan và khí tự do theo đường ống do áp suất giảm sẽ làm tăng tốc độ chuyển động, hạn chế sự lắng đọng parafin. Điều đó giải thích xu hướng hay sử dụng hệ thống thu gom kín. Tùy theo giá trị áp suất có thể gặp hai trường hợp: + Vận chuyển dầu bão hòa khí: tất cả khí đều hòa tan, trong dòng không có khí tự do, sự tăng tốc là do giãn nở khí hòa tan. Tình trạng này được đảm bảo bởi giá trị áp suất dọc theo tuyến ống phải duy trì cao hơn áp suất bão hòa. Khi vận chuyển dầu bão hòa khí, tổn hao áp suất giảm, áp suất khởi động giảm và hiệu quả càng cao khi tỷ lệ khí hòa tan càng lớn. + Vận chuyển hỗn hợp dầu khí: đây là giải pháp phổ biến chiếm 70% lượng dầu thu gom của thế giới. Trên đường ống áp suất đã thấp hơn áp suất bão hòa, có khí tự do và khí hòa tan. Tùy theo lượng khí tự do và tốc độ chuyển động, cấu trúc dòng chảy phân ra 7 chế độ, hạn chế nhiều sự lắng đọng parafin nhờ tốc độ lớn và sự va đập. Tại mỏ Bạch Hổ, hệ thống thu gom kín được bố trí trên các giàn nhẹ. Từ đó hỗn hợp được vận chuyển về giàn công nghệ với khoảng cách không lớn hơn 3km. Do nhiệt độ nước biển thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu từ 6 – 11oC, các đường ống không có cách nhiệt nên thường gây ra hiện tượng lắng đọng parafin và keo nhựa ở một số tuyến, đặc biệt khi vận chuyển thấp hơn công suất thiết kế. Một số trường hợp theo chế độ chảy nút, gây ra va đập áp suất. Để hạn chế cần phải tăng áp suất và lưu lượng. Tuy nhiên, việc tăng áp suất sẽ hạn chế sản lượng giếng nên người ta phải lắp đặt các thiết bị tách khí sơ bộ. Khi đó dòng chuyển động sẽ là dầu bão hòa hoặc hỗn hợp ít khí. Dầu sau khi ra khỏi bình tách sẽ có giá trị áp suất bão hòa bằng áp suất bình tách 12,5 at. Do áp suất âm trong đoạn chảy xuống (70m) nên áp suất cao hơn áp suất bão hòa, tổn hao chủ yếu trong ống nằm ngang, một phần nhỏ khí sẽ được tách ra và khi tới giàn Công nghệ sẽ được tách ở áp suất 2,5 at. Nhờ sử dụng bình tách sơ bộ, áp suất đầu ra ở các giàn nhẹ giảm từ 26at xuống còn 16at. Tuy nhiên việc đó lại dẫn tới sự bất lợi khác là đường ống hay bị tắc nghẽn khi dừng bơm vì trong hỗn hợp lúc này hàm lượng khí thấp hơn 0,8. Còn khi vận chuyển dầu bão hòa thì dầu chiếm toàn bộ tiết diện. Vì vậy trước khi dừng hoặc khởi động bơm, cần phải có các giải pháp kỹ thuật để tránh bị tắc nghẽn. 4.2. Lắng đọng muối Muối thường có mặt trong nước vỉa và nước đồng hành tồn tại ở hai dạng: + Muối hòa tan như NaCl, CaCl2 . + Muối không tan gồm các nhóm Cacbonat (CaCO3, MgCO3); nhóm sunfat (CaSO4, MgSO4); nhóm silicat (CaSiO3, MgSiO3). * Nguyên nhân gây lắng đọng : + Do trong đường ống mất cân bằng cacbonat có nghĩa là xảy ra sự giải phóng CO2 khi nhiệt độ và áp suất thay đổi. + Ngoài ra còn kể đến CO2 tự do tạo thành quá trình bão hòa. * Biện pháp xử lý: + Với muối không tan: - Phương pháp hóa học: Biến muối không tan thành muối tan có thể sử dụng các loại axit, tuy nhiên nó có tính ăn mòn do đó người ta sử dụng: Na(PO3)6 : Hecxametaphotphatnatri; Na5P3O10: Tripoliphotphatnatri. - Phương pháp vật lý (từ trường): có tác dụng làm tinh thể muối tăng nhanh tạo thành trung tâm kết tinh để loại bỏ. Khi có từ trường, các tạp chất ở dạng keo sẽ thúc đẩy quá trình kết tinh nhưng lại ức chế các trung tâm kết tinh. + Với muối hòa tan: Thêm dung môi vào để tránh bão hòa. 4.3. Sự hình thành các nút trong ống dẫn khí * Nút nước dầu: xuất hiện do sự tụt áp trong đường ống gây nên sự ngưng tụ của các thành phần nặng. Xảy ra đầu tiền với nước, sau đó đến Hydrocacbon C+5 mức độ ngưng tụ thuộc thành phần về mật độ, độ ẩm, nhiệt độ và hệ số truyền nhiệt. Giải pháp chính là: trên tuyến ống lắp đặt buồng thu dầu nước. * Nút hydrat: khi khí và dầu gặp nước ở nhiệt độ, áp suất phù hợp sẽ hình thành các hợp chất có cấu trúc xác định tương tự như tuyết, màu vàng, tỷ trọng < 1 người ta gọi đó là hydrat như CH45.75H2O; C2H6.8H2O. Đối với hydrocacbon càng nặng thì áp suất tạo thành càng thấp và nhiệt càng cao. Nhìn chung hydrat được hình thành ở áp suất nhiệt độ thấp. Ngoài ra khí có hàm lượng H2S tăng thì mức độ thành tạo tăng và ngược lại đối với CO2. Mỗi một hydrocacbon đều có thể hình thành nút hydrat gây nên tắc đường ống. Do đó ta cần phải dự báo vị trí để tìm biện pháp ngăn chặn. Để dự báo cần phải biết 4 yếu tố: + Thành phần hóa học của khí. + Mật độ của khí. + Sự biến thiên của nhiệt độ, áp suất theo chiều dài tuyến ống. + Sự biến thiên của độ ẩm. Biện pháp phòng chống: - Sấy khô khí với chỉ tiêu đạt độ ẩm < 2%. - Giữ ở nhiệt độ cao nơi không có khả năng tạo thành nút hydrat. - Dùng hóa chất để loại bỏ nước, dùng phương pháp hấp phụ hoặc hấp thụ, hoặc kìm hãm sự hình thành hydrat hay cho hình thành ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ môi trường. - Phá nút hydrat: giảm áp suất ở sau nút, tăng áp suất ở trước nút đồng thời bơm chất kìm hãm. 4.4. Han rỉ, ăn mòn đường ống: Đối với hệ thống đường ống dùng trong công nghiệp nói chung và hệ thống đường ống dùng trong vận chuyển dầu khí nói riêng, đều chịu sự phá hủy do ăn mòn từ bên ngoài và bên trong đường ống. Dầu khí và nước là các chất điện phân, nên ngoài sự ăn mòn đường ống về hóa học còn có sự ăn mòn điện hóa. * Nguyên nhân: - Do trong sản phẩm có chất gây ăn mòn như: H2S, CO2. - Do nhiệt độ, áp suất sẽ làm đẩy nhanh các phản ứng cũng như quá trình điện phân. - Tốc độ dòng chảy lớn sẽ đẩy nhanh quá trình ăn mòn. - Do các lớp oxit dễ bị phá hủy tạo điều kiện hình thành các lớp oxit mới. - Do trạng thái bề mặt. - Do ăn mòn sinh học. - Do tác động cơ học tạo thành biến dạng cục bộ làm thay đổi cấu trúc kim loại. - Ngoài ra còn có các yếu tố của môi trường làm ảnh hưởng đến độ ăn mòn của đường ống như: độ ẩm của không khí, nhiệt độ môi trường, hàm lượng muối có trong không khí. * Cơ chế ăn mòn. - Ăn mòn hóa học: mức độ ăn mòn phụ thuộc tính chất của môi trường, nồng độ PH, khi độ PH 7 sẽ tạo ra lớp oxit bảo vệ làm giảm khả năng ăn mòn. - Ăn mòn điện hóa: Xảy ra khi có mặt chất điện phân và tạo ra dòng điện liên tục, dòng điện có được do tồn tại trong ống có các phần có điện thế khác nhau, thực chất là do thành phần hóa học khác nhau, tiếp xúc với chất điện phân tạo ra dòng điện. KÊT LUẬN Qua thời gian nghiên cứu tìm hiểu, tham khảo tài liệu cùng với sự hướng dẫn tận tình của giáo viên hướng dẫn Đào Thị Uyên cùng các thầy cô giáo tại bộ môn Thiết bị Dầu khí, em đã hoàn thành xong đồ án tốt nghiệp. Trong đồ án của mình em đã trình bày về tính toán công nghệ cho đường ống dẫn khí từ giàn công nghệ trung tâm CPP2 đến giàn nén khí trung tâm CKP mỏ Bạch Hổ. Đồ án đã tìm hiểu, giới thiệu về các phương pháp thi công tuyến ống được sử dụng hiện nay và lựa chọn được phương pháp thi công phù hợp cho tuyến ống là phương pháp thi công sử dụng tàu rải ống Nam Côn Sơn, tính toán công nghệ cho toàn bộ tuyến ống. Đồ án có ý nghĩa thực tiễn trong quá trình khai thác vận chuyển dầu khí. Tuy nhiên trình độ kiến thức có hạn, vấn đề nghiên cứu thuộc lĩnh vực rộng, nên đồ án không thể tránh khỏi những sai sót. Rất mong được các thầy cô giáo và các bạn đóng góp ý kiến để có thể bổ xung những thiếu sót nhằm hoàn thiện tốt hơn cuốn đồ án này. Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn giáo viên hướng dẫn Đào Thị Uyên cùng các thầy cô giáo tại bộ môn Thiết bị Dầu khí cùng các bạn học đã giúp đỡ em hoàn thành đồ án này. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1]. PGS.TS Lê Xuân Lân (2005), Thu gom xử lý dầu - khí - nước, Hà Nội, tr.103-232. [2]. ThS. Nguyễn Văn Thịnh (2006), Bài giảng Công trình đường ống và bể chứa dầu khí, Hà Nội, tr.2-127. [3]. GV. Thái Hoàng Phong (2007), Bài giảng Sức bền vật liệu, Đà Nẵng, tr.51-74. [4]. Det Norske Veritas (2005), Quy phạm DnV RP B401, Recommended Practice RP B401 Cathodic Protection Design, tr.10-26. [5]. Dr. Boyun Guo (2005), Offshore Pipelines, University of Louisiana at Lafayette, tr.22-31. [6]. Det Norske Veritas (2007), Submarine Pipeline Systems, tr.136. [7]. GS Roy Johnsen (2004), Cathodic Protection, Institute of Engineering Design and Materials, tr.2-26. [8]. Det Norske Veritas (1988), DnV RP E305, On - bottom stability design of submarine pipelines, tr.3-29. MỤC LỤC Trang