Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho đường ống vận chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 tới giàn FPU-DH1 mỏ Đại Hùng
52
Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 59, Kỳ 4 (2018) 52-62
Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho đường ống vận
chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 tới giàn FPU-DH1 mỏ Đại Hùng
Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Nguyễn Hải An 2, Nguyễn Thanh Hải 3
1 Khoa Dầu khí , Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam
2 Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), Việt Nam
3 Công ty điều hành thăm dò khai thác dầu khí trong nước (PVEP-POC), Việt Nam
THÔNG TIN BÀI BÁO
TÓM TẮT
Quá trình:
Mỏ Đại Hùng thuộc Lô 05.1a, bắt đầu đi vào khai thác từ năm 1994. Trong
giai đoạn 2 của quá trình phát triển mỏ, giàn đầu giếng WHP-DH2 được lắp
đặt. Sau khi giàn WHP-DH2 đi vào hoạt động (từ tháng 8/2011) đã nảy sinh
một số vấn đề cần phải được giải quyết để nâng cao hiệu quả vận chuyển sản
phẩm và đảm bảo tính kinh tế trong suốt đời mỏ. Hơn nữa, trước thực trạng
giá dầu giảm sâu khiến Nhà điều hành của mỏ Đại Hùng phải điều chỉnh sản
lượng khai thác, chính vì vậy các số liệu dựa trên dự báo sản lượng khai thác
trước đây không còn sát với điều kiện thực tế hiện nay. Điều này đặt ra yêu
cầu bức thiết phải thực hiện các nghiên cứu nhằm đảm bảo an toàn cho quá
trình vận chuyển sản phẩm trong giai đoạn hiện nay. Nghiên cứu đảm bảo
dòng chảy cho tuyến đường ống vận chuyển dầu khí gồm nhiều nội dung,
trong đó phải kể đến việc kiểm soát sự lắng đọng của các vật thể rắn như
hydrate, wax, asphaltene... Bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu về chế
độ dòng chảy, các thông số thủy lực, nhiệt học và tốc độ ăn mòn bên trong...
của đường ống vận chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 đến giàn FPU-DH1, thông
qua các phương trình thực nghiệm. Các kết quả tính toán sau đó được so
sánh với mô hình mô phỏng bằng phần mềm PIPESIM, nhằm kiểm chứng độ
tin cậy và khả năng áp dụng vào thực tế. Trên cơ sở đó, tác giả đề xuất các
giải pháp phù hợp để vận hành tuyến đường ống từ giàn WHP-DH2 đến giàn
FPU-DH1 trong những giai đoạn tiếp theo.
Nhận bài 15/6/2018
Chấp nhận 20/7/2018
Đăng online 31/8/2018
Từ khóa:
Đảm bảo dòng chảy
Đường ống vận chuyển
dầu
Mỏ Đại Hùng
© 2018 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm.
cho đến nặng với tỷ trọng dao động trong khoảng
0,827 g/cm3- 0,930 g/cm3, ít lưu huỳnh (hàm
1. Mở đầu
Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lô 05-1a nằm ở
phía Đông Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ
biển Vũng Tàu khoảng 250km, với chiều sâu mực
nước trung bình khoảng 110m (Hình 1). Dầu của
mỏ Đại Hùng thuộc nhóm phân loại từ trung bình
_____________________
*Tác giả liên hệ
E-mail: [email protected].vn
lượng lưu huỳnh từ 0,05% đến 0,152% khối
lượng), hàm lượng asphanten từ 3,0 % đến 21,8
% khối lượng, chứa nhiều parafin (hàm lượng
parafin từ 6,9 % đến 30,0 % khối lượng). (PVEP,
2007; PVEP, 2013) Lịch sử khai thác của mỏ Đại
Hùng được thể hiện qua các mốc thời gian như
sau: Tháng 10/1994 giàn FPU-DH1 đưa vào 05
giếng khai thác ngầm với sản luợng cao nhất đạt
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
53
gần 32.000 thùng/ngày (theo thiết kế, FPU xử lý
2. Đối tượng nghiên cứu
35,000 thùng/ngày). Năm 1997, sản lượng khai
thác giảm dần đến 3.000 thùng/ngày. Năm 1999,
giàn FPU-DH1 được điều hành bởi xí nghiệp liên
doanh Vietsovpetro, với sản lượng dao động trong
khoảng 2000 thùng/ngày. Tháng 9/2003 mỏ Đại
Hùng đã được bàn giao cho Công ty Thăm dò và
Khai thác Dầu khí (PVEP) điều hành. Tại thời điểm
hiện nay, sản lượng khai thác dầu trung bình đạt
9000 thùng/ngày và khí đạt 500.000 m3/ngày.
Mỏ Đại Hùng thuộc khu vực khai thác sớm, sử
dụng giàn bán tiềm thủy (Floating ProductionUnit
- FPU) Đại Hùng 01 kết nối với 12 giếng ngầm
thông qua hệ thống đường ống khai thác mềm
(Hình 2). Dầu thô khai thác từ giếng được xử lý
trên giàn FPU-DH1 sau đó được bơm sang tàu
chứa nổi FSO, tàu được neo giữ tại vị trí thông qua
phao CALM. Trong giai đoạn phát triển 2 của Mỏ,
Hình 1. Vị trí mỏ Đại Hùng (PVEP, 2007).
Hình 2. Sơ đồ khai thác mỏ Đại Hùng (PVEP, 2013).
54
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
giàn đầu giếng WHP-DH2, nằm cách giàn FPU-
DH1 khoảng 5km về phía Tây Nam, được đưa vào
vận hành với 12 giếng khoan. Giàn đầu giếng
thuộc dạng giàn vận hành không người, được kết
nối và điều khiển từ giàn FPU-DH1 thông qua cáp
điều khiển ngầm. Sản phẩm từ giàn WHP-DH2
được vận chuyển về giàn FPU-DH1 thông qua
đường ống ngầm đường kính 6 inchs. Đường ống
xuất sản phẩm khai thác bao gồm 3 đoạn ống:
Đoạn ống đứng cứng (rigid riser) tại giàn WHP-
DH2; Đoạn ống đứng linh động mềm (flexible
dynamic riser) tại giàn FPU-DH1; Đoạn ống dẫn
mềm (flexible flowline) nối giữa ống đứng cứng và
ống đứng mềm (Hình 3).
từ giàn WHP-DH2 đã được tách và xuất sang giàn
BK-Thiên Ưng và phần khí dư thừa được đốt bỏ
tại tháp đuốc, nên đường ống xuất từ giàn WHP-
DH2 tới FPU-DH1 không gặp các vấn đề liên quan
đến lắng đọng hydrate hay hiện tượng tích tụ nút
chất lỏng. Để thuận lợi cho việc tính toán lý thuyết
và mô phỏng bằng phần mềm quá trình khai thác
trongsuốtđời mỏ, ta giảsử nhiệt độ đầu vào tuyến
ống luôn đạt 55oC và áp suất đầu vào luôn duy trì
ở 15,3 bar. Coi nhiệt độ môi trường nước biển
xung quanh ống luôn đồng đều và giữ ở 16oC.
Thông qua biểu đồ lịch sử khai thác trên Hình
4 cho thấy, sản lượng khai thác giàn WHP-DH2
tương đối ổn định và trung bình đạt 9000
thùng/ngày với hàm lượng nước khoảng 10%.
Trong bối cảnh hiện nay, việc tăng sản lượng khai
thác của giàn WHP-DH2 khó có khả năng xảy ra.
Do đó, trong các tính toán được trình bày dưới đây
ta xem xét các phương án khác nhau trong trường
hợp sản lượng khai thác suy giảm và hàm lượng
nước tăng cao như tại Bảng 1.
3. Tính toán đảm bảo dòng chảy cho của
đường ống xuất dầu từ WHP-DH2 tới FPU-
DH1
3.1. Cơ sở tính toán
Do thành phần khí trong sản phẩm khai thác
Hình 3. Sơ đồ tuyến ống xuất sản phẩm khai thác từ WHP-DH2 tới FPU-DH1.
Hình 4. Lịch sử sản lượng khai thác giàn WHP-DH2.
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
55
Độ nhớt động học của nước: 1,52. 10−6 m2/s.
Độ nhớt động học của chất lỏng trong ống:
휐 = 휐푑ầ푢. 90% + 휐푛ướ푐. 10% = (7,09.90% +
Bảng 1. Các phương án lưu lượng vận chuyển
được xem xét.
1,52.10%). 10−6 = 6,53.10-6 m2/s
(4)
SLKT (thùng/ngày)
9000 7500 6000 4500
Phương án cơ sở 10
10
20
40
10
20
40
10
20
40
Độ nhám tương đối của vách ống:
Độ ngập
nước- Phương án trung
WCUT
(%)
푒
0,04572
149,275
(5)
ε = 퐷
=
=0,00030628
20
ꢀ
bình
Phương án cao 40
Số Reynold:
−3
0,9257.149,275.10
Re= 휈.퐷
=
=21161 (6)
ꢀ
−6
휐
6,53.10
3.2. Tính toán tổn thất thủy lực
Ta thấy 2320 < 푅푒 < 59,5/휀7/8, do đó
trạng thái của dòng chảy thuộc vùng thủy lực
phẳng. Giá trị của λ được xác định theo công thức
Blasius (Blasius, 1913):
Các thông số tính toán cho đoạn ống đứng
cứng tại giàn WHP-DH2 bao gồm: Lưu lượng vận
chuyểnQ=9.000thùng/ngày(0,0162m3/s);Hàm
lượng nước khai thác WCUT = 10%; Đường kính
trong đoạn ống đứng cứng Di =149,257mm bọc
cách nhiệt; Độ nhám tuyệt đối e = 0,04572 mm;
Mật độ dầu ρ푑ầ푢= 871,3 kg/m3; Mật độ nước
ρ푛ướ푐= 1049,2 kg/m3; Độ nhớt động học của dầu:
휐푑ầ푢 = 7,09 mm2/s; Độ nhớt động học của nước:
휐푛ướ푐 = 1,52 mm2/s; Nhiệt độ môi trường (nước
biển): 16oC; Chiều dài đoạn ống cứng: l1= 128 m;
Ápsuấtđầu vào củatuyếnốngđứng: Pin =15,3bar.
Các giá trị tính toán được thể hiện như sau:
λ = 0,3164푅푒−0,25
(7)
= 0,3164. 21161−0,25 = 0,026
Vậy tổn hao thủy lực do ma sát trên đoạn ống
đứng cứng là:
2
푙
푣
1
∆Pms = λ.퐷 . . 휌
2
ꢀ
2
128,5
= 0,026.149,275.10
0,9257
(8)
.
. 889,1
−3
2
∆Pms = 8526 Pa = 0,09 bar
Cột áp thủy tĩnh trên đoạn ống đứng cứng là:
∆Pz=ρgh = 889,1.9,81.128
(9)
Mật độ chất lỏng trong ống:
= 1116425 Pa = 11,1 bar
휌 = 휌푑ầ푢. 90% + 휌푛ướ푐. 10%
(1)
Vậy áp suất đầu ra của tuyến ống đứng là:
= 871,3 .90% + 1049,2.10%
푘푔
= 889,1
푚3
Pout = Pin - ∆Pms + ∆Pz
= 15,3 - 0,09 +11,1 = 26,3 bar
(10)
Thực hiện các bước tính tương tự cho hai
đoạn ống còn lại, ta thu được profile áp suất
đường ống cho trường hợp lưu lượng vận chuyển
đạt 9000 thùng dầu/ngày với các hàm lượng nước
khác nhau (Hình 5).
Gọi S1 là tiết diện đoạn ống đứng cứng, ta có:
2
−3
2
휋(149,275.10
)
S1 = 휋퐷
=
= 0,0175 m2
ꢀ1
(2)
4
4
Vận tốc dòng chảy trong ống:
푄
0,0162
= 0,9257 m/s
0,0175
(3)
휈 = 푆
=
1
Hình 5. Profile áp suất trong đường ống với lưu lượng vận chuyển 9.000 thùng/ngày.
56
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
Nhiệt độ dầu tại cuối đoạn ống đứng cứng:
−푥훽
3.3. Tính toán tổn thất nhiệt
(
)
푇 = 푇 +
푇
ꢁ푛
− 푇 푒
(16)
푥
표
표
−3
−128.0,1.10
(
)
푇 = 289 + 328 − 289 푒
Các thông số tính toán cho đoạn ống đứng
cứng như sau: Nhiệt độ môi trường: To =16oC
(289oK); Nhiệt độ dầu tại đầu vào tuyến ống: Tin =
55oC (328oK); Hệ số truyền nhiệt tổng (Giá trị U)
củađoạn ốngđứngcứng:U =6,68W/m2.K;Đường
kính trong của ống: Di = 149,275 mm; Lưu lượng
vận chuyển: Q = 9.000 thùng/ngày (0,0162 m3/s).
Hàm lượng nước WCUT=10%; Nhiệt dung riêng
của dầu: cp dầu = 1884 J/(kg.K); Nhiệt dung riêng
của nước: cp nước = 4187 J/(kg.K); Chiều dài đoạn
ống đứng cứng: L = 128 m. Các giá trị tính toán
được thể hiện như sau:
푇 = 327,5 °퐾 = 54,5 °퐶
Ở đây x là chiều cao đoạn ống đứng. Thực
hiện các bước tính tương tự cho hai đoạn ống còn
lại, ta thu được profile nhiệt độ dầu trong ống như
tại Hình 6.
3.4. Tính toán thời gian giảm nhiệt độ (cool-
down)
Giai đoạn cool-down của dầu trong đường
ống là thời gian sau khi hệ thống khai thác đã
ngừng hoạt động (shutdown) và nhiệt độ dầu
trong ống giảm dần do sự truyền nhiệt ra môi
trường bên ngoài ống. Việc tính toán nhiệt độ
trong thời kỳ cool-down rất quan trọng nhằm xác
định thời gian “no-touch time” trước khi nhiệt độ
dầu giảm xuống dưới điểm đông (pour point) và
wax bắt đầu hình thành.
Tốc độ khối của chất lưu:
푚̇ = Q.ρ = 14,4 kg/s
(11)
(12)
Khối lượng dầu:
2
ꢀ
휋.퐷
푚푑ầ푢 = 휌푑ầ푢
.
. 퐿. 90% =
4
2
871,3. 휋.(0,149 ) . 128.90% = 1750 푘푔
4
Khối lượng nước:
Xét trên một tiết diện đường ống, có 3 hình thức
truyền nhiệt là đối lưu nhiệt, dẫn nhiệt và bức xạ
nhiệt. Trong đó, ta coi sự truyền nhiệt do bức xạ
giữa chất lỏng với thành ống và môi trường ngoài
là không đáng kể, sự trao đổi nhiệt chỉ xảy ra ở
những dạng sau:
- Đối lưu nhiệt tại bề mặt trong ống giữa chất
lỏng và thành ống.
- Dẫn nhiệt qua thành ống và các lớp bọc ống.
- Đối lưu nhiệt giữa bề mặt ngoài ống và môi
trường nước biển xung quanh.
2
ꢀ
휋.퐷
푚푛ướ푐 = 휌푛ướ푐
.
. 퐿. 10% =
(13)
(14)
4
2
1049,2. 휋.(0,149 ) . 128.10% = 234 푘푔
4
Nhiệt dung riêng của chất lưu:
푚푑ầ푢
푐푝 = 푐푝푑ầ푢
.
푚푑ầ푢 + 푚푛ướ푐
+ 푐푝푛ướ푐
푚푛ướ푐
푚푑ầ푢 + 푚푛ướ푐
.
1750
234
푐푝 = 1884. 1750+234 + 4187. 1750+234=2156
(J/(kg.K))
Hằng số giảm nhiệt:
3.4.1. Sự đối lưu nhiệt bên trong ống
푈휋퐷
6,68. 휋. 0,149275
Phương trình Newton tính sự trao đổi nhiệt
bằng đối lưu giữa chất lỏng và thành ống:
훽 =
=
≈ 0,1. 10−3 (15)
푚̇ 푐푝
14,4.2156
Hình 6. Profile nhiệt độ trong đường ống với lưu lượng vận chuyển 9.000 thùng/ngày.
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
57
푄ꢁ = 퐴ꢁℎꢁ∆푇 = 2휋푟 퐿ℎꢁ(푇 − 푇 )
Pri ∈ (0,5;2000) và Rei ∈ (3000;5.106).
3.4.2. Sự đối lưu nhiệt bên ngoài ống
(17)
ꢁ
ꢁ
1
Trong đó: Qi: nhiệt lượng trao đổi bằng đối
lưu nhiệt tại mặt trong ống (W); hi: hệ số đối lưu
của chất lỏng trong ống (W/(m2.K)); ri: bán kính
trong của ống (m); L: độ dài đường ống (m); Ai:
diện tích bề mặt trao đổi nhiệt bên trong ống (m2);
Ti: nhiệt độ chất lỏng trong ống (oC); T1: nhiệt độ
bề mặt trong ống (oC).
Công thức tính sự trao đổi nhiệt bằng đối lưu
giữa bề mặt ngoài ống và môi trường nước biển
xung quanh:
(22)
푄표 = 퐴표ℎ표∆푇 = 2휋푟 퐿ℎ표(푇 − 푇 )
표
표
4
표
Trong đó: Qo: nhiệt lượng trao đổi bằng đối
lưu nhiệt bên ngoài ống (W); ho: hệ số đối lưu của
nước biển bên ngoài ống (W/(m2.K)); ro: bán kính
ngoài của ống, bao gồm cả các lớp bọc ống (m); L:
độ dài đường ống (m); Ao: diện tích bềmặt trao đổi
nhiệt bên ngoài ống (m2); To: nhiệt độ môi trường
nước biển bên ngoài ống (oC); T4: nhiệt độ bề mặt
ngoài ống (oC).
Ở đây, hệ số đối lưu hi phụ thuộc vào tính chất
của chất lỏng bên trong ống, vận tốc dòng chảy và
đường kính trong của ống. Đối với dòng chất lỏng
mộtpha có dạng chảy rối hoàn toàn, ta có thể dùng
công thức sau (Dittus and Boelter, 1930):
푁푢ꢁ = 0,0255. 푅푒ꢁ0,8. 푃푟0,3
(18)
ꢀ
ꢁ
Trong đó: Nui: hệ số Nusselt (푁푢ꢁ = ℎ 퐷ꢀ);
푘
Ở đây, hệ số đối lưu ho có thể tính dựa theo
công thức Hilpert (Hilpert, 1933):
푓
퐷 푉 휌
ꢀ
푓
Rei: hệ số Reynold (푅푒ꢁ =
푓); Pri: hệ số
휇
푓
푁푢표 = 퐶. 푅푒표푚. 푃푟1/3
(23)
퐶
휇
0
푝푓
Prandlt (푃푟 =
푓); hi: hệ số đối lưu của chất
ℎ 퐷
0
Trong đó: Nuo: hệ số Nusselt (푁푢표 =
표);
ꢁ
푘
푓
푘
표
lỏng trong ống (W/(m2.K)); Di: đường kính trong
của ống (m); kf: độ dẫn nhiệt của chất lỏng trong
ống (W/(m.K)); Vf: vận tốc dòng chảy của chất
lỏng trong ống (m/s); ρf: mật độ của chất lỏng
trong ống (kg/m3); μf: độ nhớt của chất lỏng trong
ống (Pa.s); Cpf: nhiệt dung riêng của chất lỏng
trong ống (J/(kg.K)).
퐷 푉 휌
표
표
Reo: hệ số Reynold (푅푒표 =
표); Pro: hệ số
휇
표
퐶
휇
푝표
Prandlt (푃푟 =
표); ho: hệ số đối lưu của nước
표
푘
표
biển bên ngoài ống (W/(m2.K)); Do: đường kính
ngoài của ống, bao gồm cả các lớp bọc ống (m); ko:
độ dẫn nhiệt của nước biển (W/(m.K)); Vo: vận tốc
dòng chảy của nước biển bên ngoài ống (m/s); ρo:
mật độ của nước biển (kg/m3); μo: độ nhớt của
nước biển (Pa.s); Cpo: nhiệt dung riêng của nước
biển (J/(kg.K)); C, m là các hằng số phụ thuộc vào
hệ số Reo
Côngthức tính Nui trênáp dụngcho dòngchất
lỏng chảy rối hoàn toàn có hệsố Reynold > 10.000,
hệ số Prandlt từ 0,7-160 và độ dài đường ống lớn
hơn 10 lần đường kính ống. Nếu dòng chất lỏng là
dạng chảy tầng (hệ số Reynold < 2.100), hi có thể
được tính từ phương trình Hausen (Hausen,
3.4.3. Sự dẫn nhiệt qua thành ống và các lớp bọc
ống
(19)
1943):
퐷
ꢀ
0,0668( )푅푒 푃푟
ꢀ
ꢀ
퐿
표
Phương trình Fourier tính sự dẫn nhiệt qua
thành ống (Brill and Mukherjee, 1999):
푁푢ꢁ = 3,66 +
2/3
퐷
ꢀ
1+0,4[( )푅푒 푃푟 ]
ꢀ
ꢀ
퐿
표
휕푇
Với Lo là khoảng cách từ đầu vào tuyến ống tới
điểm cần tính. Trong đa số trường hợp, Di/Lo ~ 0,
nên phương trình trên có thể viết thành:
푄푟 = −2휋푟퐿푘푝 (
)
(24)
휕푟
Trong đó: Qr: nhiệt lượng trao đổi bằng dẫn
nhiệt theo hướng vuông góc với thành ống
(W/(m2.K)); r: bán kính bất kỳ trên thành ống (m);
L: độ dài xi-lanh (m); kp: độ dẫn nhiệt của thành
ống (W/(m.K)); ∂T/휕푟: gradient nhiệt độ (oC/m).
Thực hiện phép biến đổi hai vế của phương
trình (24) ta thu được:
푁푢ꢁ = 3,66
(20)
Nếu dòng chất lỏng thuộc vùng chuyển tiếp
(2.100 < Rei < 104), việc xác định hi rất khó do tính
chất phức tạp của dòng chảy, nhất là dòng chảy đa
pha. Một trong các phương pháp tính hi là dùng
phương trình Gnielinski (Gnielinski, 1975):
(
)
2
2휋푘 퐿 푇 −푇
푝
1
휆
( )(푅푒 −1000)푃푟
푄푟 =
(25)
ꢀ
ꢀ
푟
푙푛(
8
1
)
푁푢ꢁ =
1
2
(21)
2
3
ꢀ
푟
ꢀ
휆
1+12,7( ) (푃푟 −1)
Trong đó: T1: nhiệt độ bề mặt trong ống (oC);
T1: nhiệt độ bề mặt ngoài ống, chưa bao gồm lớp
bọc ống (oC); ri: bán kính trong của ống (m);
8
Ở đây λ là hệ số ma sát. Công thức trên được
áp dụng cho các trường hợp có hệ số
58
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
r1: bán kính ngoài của ống, chưa bao gồm lớp bọc
ống (m); L: độ dài đường ống (m).
Nhiệt lượng khối chất lỏng trên tỏa ra từ thời
điểm có nhiệt độ Tf,0 tới thời điểm có nhiệt độ Tf,1
sau một khoảng thời gian ∆푡 là:
Như vậy, sự phân bố nhiệt độ từ mặt trong ra
mặt ngoài thành ống do sự trao đổi nhiệt giữa chất
lỏng bên trong ống và môi trường bên ngoài ống
gây ra thông qua đối lưu tại các bề mặt trong ngoài
và dẫn nhiệt qua thành ống và lớp bọc ống, được
thể hiện tại công thức:
(31)
푄ꢁ = 푊 퐶푝ꢁ(푇ꢁ,0 − 푇 )
ꢁ
ꢁ,1
Trong đó, 퐶푝ꢁ là nhiệt dung riêng của chất
lỏng trong ống (kJ/(kg.oC)).
Nhiệt lượng trên tính theo vận tốc truyền
nhiệt giữa chất lỏng và thành ống trong khoảng
thời gian ∆t:
푇 −푇
ꢀ
표
푄푟 =
(26)
푟
푟
푟
푟
1
ꢀ
표
1
푙푛(
)
푙푛(
+
)
1
1
−푇
ꢀ
ꢀ
푙
푄ꢁ = 푞ꢁ. ∆푡 =퐴표 (푇
ꢂ,0) ∆푡
+
+
ꢀ,0
2휋푟 퐿ℎ 2휋푘
퐿
2휋푘 퐿 2휋푟 퐿ℎ
ꢂ
표
표
(32)
푅
ꢂ
푅 +
ꢀ
Ngoài ra, nhiệt lượng trao đổi giữa chất lỏng
và môi trường còn được thể hiện như tại phương
trình sau:
2
Gộp 2 phương trình (31) và (32) sau đó tính
tương tự cho nhiệt lượng của thành ống và lớp
cách nhiệt, ta thu được nhiệt độ chất lỏng trong
ống, thành ống và lớp cách nhiệt sau một khoảng
thời gian ∆t, thể hiện lần lượt tại các phương trình
sau:
(27)
(
)
푄푟 = 푈퐴표 푇 − 푇
ꢁ
표
Trong đó: U:hệsố truyền nhiệttổng, tính theo
diện tích 퐴표 (W/(m2.K)); To: nhiệt độ môi trường
nước biển bên ngoài ống (oC); Ti: nhiệt độ chất
lỏng trong ống (oC).
푇
−푇
푅
ꢂ
퐴 ∆푡
ꢀ,0
ꢂ,0
표
푇
ꢁ,1
= 푇
−
(
)
(33)
ꢁ,0
Hệ số truyền nhiệt tổng U được tính như sau:
푊 퐶
ꢀ
ꢂꢀ
푅 +
ꢀ
2
1
푈 =
푟
푟
푟
+푡
표
푙
표
표
)
푇
−푇
푇
푅
−푇
퐴 ∆푡
ꢂ,0
ꢀ,0
ꢂ,0
푙,0
표
푟
푙푛(
푟
+
푙푛(
)
(28)
표
표
푟
1
푟
푇푝,1 = 푇푝,0
= 푇
−
−
(
+
+
)
(34)
표
ꢀ
푅
ꢂ
푅
ꢂ
+
+
푙
푊 퐶
ꢂ
ꢂꢂ
푅 +
+
푟 ℎ
푘
푘
푙
ℎ
표
ꢂ
ꢀ
ꢀ
ꢀ
2
2
2
Trong đó: ri: bán kính trong của ống (m); ro:
bán kính ngoài của ống, chưa bao gồm lớp bọc ống
(m);tl:độ dàylớp bọc ống (m);hi:hệ số đối lưu của
chất lỏng trong ống (W/(m2.K)); ho: hệ số đối lưu
của nước biển bên ngoài ống (W/(m2.K)); kp: độ
dẫn nhiệt của thành ống (W/(m.K)); kl: độ dẫn
nhiệt của lớp bọc ống (W/(m.K)).
푇
푙,0
−푇
ꢂ,0
푇
푙,0
−푇
표
퐴 ∆푡
표
푇
(
)
(35)
푙,1
푙,0
푅
푅
푅
ꢂ
푙
푙
2
푊 퐶
푙
ꢂ푙
+푅
+
표
2
2
Tiếp tục lặp lại các bước tính nhiệt độ các
thành phần trên cho các khoảng thời gian ∆t khác
nhau, ta sẽ thu được bảng nhiệt độ đường ống và
chất lỏng trong ống trong giai đoạn cool-down.
3.4.5. Kết quả tính toán
Giá trị U có thể viết dưới dạng tổng các nhiệt
trở nối tiếp từ trong ra ngoài ống:
Kết quả tính toán thời gian cooldown cho
đoạn ống đứng cứng tại giàn WHP-DH2 được thể
hiện Hình 7. Tiếp tục tính toán với nhiều lưu lượng
vận chuyển và tỷ lệ nước khác nhau, ta thu được
biểu đồ so sánh thời gian cooldown cho 3 đoạn
ống như tại Hình 8.
Quan sát trên Hình 8 có thể nhận thấy đoạn
ống đứng cứng không gặp rủi ro nào về lắng đọng
wax trong suốt đời mỏ do tổn hao nhiệt của đoạn
ống này rất nhỏ và nhiệt độ chất lỏng luôn duy trì
cao hơn nhiều nhiệt độ vận hành tối thiểu. Tại hai
đoạn ống còn lại, thời gian cooldown giảm đáng kể
khi lưu lượng vận chuyển giảm xuống dưới 6000
thùng/ngày đối với đoạn ống đứng mềm và dưới
4000 thùng/ngày đối với đoạn ống dẫn mềm. Để
đảm bảo khoảng thời gian an toàn tối thiểu từ 3-4
giờ trước khi hệ thống khai thác trở lại sau khi gặp
sự cố phải ngừng khai thác đột ngột, cần tiến hành
bơm hóa phẩm PPD hoặc pigging định kỳ đường
ống khi lưu lượng vận chuyển giảm xuống dưới
1
푈 =
(29)
푅 +푅 +푅 +푅
표
ꢀ
ꢂ
푙
푟
표
Với: Ri=
: nhiệt trở của chất lỏng trong ống
푟 ℎ
ꢀ
ꢀ
푟
표
푟 푙푛(
표
)
푟
ꢀ
(m2.K/W); Rp=
: nhiệt trở của thành ống
푘
ꢂ
푟
+푡
표
푙
푟 푙푛(
): nhiệt trở của lớp bọc ống
표
푟
표
(m2.K/W); Rl=
푘
푙
(m2.K/W); Ro= 1 : nhiệt trở của môi trường bên
ℎ
표
ngoài ống (m2.K/W).
3.4.4. Phương pháp tính thời gian giảm nhiệt độ
(cool-down)
Khối lượng chất lỏng trong ống có đường
kính trong Di và chiều dài L được tính như sau:
휋
푊 = 퐷2퐿휌ꢁ
(30)
ꢁ
ꢁ
4
Trong đó, 휌ꢁ là mật độ chất lỏng trong ống
(kg/m3).
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
59
Hình 7. Nhiệt độ chất lỏng trong ống trong thời gian cool-down (Q=9000 thùng/ngày, WCUT=10%).
Hình 8. So sánh thời gian cool-down cho các lưu lượng vận chuyển khác nhau.
1119
6000 thùng/ngày với tỷ lệ nước đạt dưới 40%.
(
)
푙표푔 푉푟 = 4,93 −
(38)
55 + 273
+0,58 푙표푔 −1,71 = 0,53
(
)
3.5. Xác định độ ăn mòn do CO2
Thành phần Vm đặc trưng cho tốc độ ăn mòn
tối đa dựa trên giới hạn tốc độ dòng chảy được
tính theo công thức:
Để tính toán tốc độ ăn mòn do CO2 gây ra bên
trong ống, ta sử dụng phương pháp Waard
(Waard and Dugstad, 1995). Các tính toán tốc độ
ăn mòn do CO2 gây ra tại đầu vào đoạn ống đứng
cứng được thể hiện như sau:
Áp suất thành phần của CO2 tính theo công
thức:
푉푚 = 2,45 ∗ 10−1,71 ∗ 0,9260,8
/
(39)
(149,275. 10−3 0,2
= 0,07
)
Tốc độ ăn mòn do CO2 gây ra tại đầu vào đoạn
ống đứng cứng giàn WHP-DH2 được tính theo
công thức (40)
%푚표푙 퐶푂2 ∗ 푃
푝퐶푂2 =
1
1
푉
=
=
= 0,068
ă푛 푚ò푛
1
1
1
1
100
(36)
(
+
)
(
+
)
0,53
푉푟 푉푚
0,07
(40)
10
=
0,00134∗15,3 = 0,02 bar
(mm/năm)
100
Từ profile nhiệt độ và áp suất thu được lần
lượt tại các mục 3.2 và 3.3, thực hiện tính toán cho
các đoạn ống còn lại cho giai đoạn suốt đời mỏ
(khoảng 20 năm), ta thu được biểu đồ độ ăn mòn
do CO2 gây ra bên trong đường ống xuất từ WHP-
DH2 tới FPU-DH1 như Hình 9.
(
)
푙표푔(푓퐶푂2) = 푙표푔 0,02 + (0,0031 −
(37)
1,4
55+273) . 15,3 = −1,71
Giả sử độ pH thực tế bằng với độ pH do CO2,
thành phần Vr đặc trưng cho tốc độ ăn mòn tối đa
dựa trên giới hạn tốc độ phản ứng được tính theo:
60
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
Kết quả trên Hình 9 cho thấy độ ăn mòn tối đa
lý thuyết thực hiện tại mục 3.2. Kết quả mô phỏng
do CO2 gây ra trên toàn đường ống khi không sử
dụng hóa phẩm chống ăn mòn là 2,16 mm sau 20
năm. Giá trị này vẫn nằm trong ngưỡng ăn mòn
cho phép do Nhà điều hành đưa ra là 3 mm trong
suốt đời mỏ. Như vậy đường ống xuất từ WHP-
DH2 tới FPU-DH1 không gặp phải vấn đề về ăn
mòn do CO2 gây ra và không cần sử dụng hóa
phẩm chống ăn mòn.
profile nhiệt độ chất lưu trên Hình 11 cũng cho
thấy sự phù hợp giữa giá trị đã tính toán tại mục
3.3 và kết quả mô phỏng (Hình 11).
Tiến hành kiểm chứng với các số liệu thu thập
tại mỏ trong thời gian từ 01/04/2018 đến
26/04/2018 cho thấy, các kết quả đã tính toán tại
các mục 3.2, 3.3 phù hợp với các số liệu thực tế thu
được tại mỏ (Hình 12). Trong đó, sai số trung bình
đối với tổn hao áp suất và nhiệtđộ lần lượt là 2,5%
và 3,5%. Kết quả tính toán tổn thất nhiệt độ có sai
số lớn hơn là do giả định nhiệt độ môi trường
nước biển luôn đạt giá trị tối thiểu 16oC như đã
thiết lập tại mục 3.1. Giả định trên nhằm mục đích
đơn giản hóa việc tính toán tổn hao nhiệt độ,
4. So sánh kết quả tính toán với mô hình mô
phòng bằng phầm mềm PIPESIM
Kết quả so sánh trên Hình 10 cho ta thấy,
profile áp suất thu được từ phần mềm mô phỏng
PIPESIM hoàn toàn phù hợp với kết quả tính toán
Hình 9. Độ ăn mòn do CO2 gây ra bên trong đường ống trong suốt đời mỏ khi không sử dụng
hóa phẩm chống ăn mòn.
Hình 10. So sánh profile áp suất giữa kết quả tính toán và sử dụng phần mềm PIPESIM.
Hình 11. So sánh profile nhiệt độ giữa kết quả tính toán và sử dụng phần mềm PIPESIM.
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
61
Hình 12. So sánh số liệu thực tế và kết quả tính toán lý thuyết.
đồng thời phục vụ cho việc tính toán thời gian
cool-down cho trường hợp xấu nhất khi nhiệt độ
môi trường đạt mức tối thiểu. Như vậy, sai số
trong kết quả tính toán hoàn toàn chấp nhận được
và cho thấy độ tin cậy của mô hình tính toán lý
thuyết.
ngưỡng 30oC như hiện tại, hoặc áp dụng phương
pháp gia nhiệt bằng nước nóng nhằm duy trì thời
gian cool-down tối thiểu 4 giờ như yêu cầu đề ra.
Tài liệu tham khảo
Blasius, P. R. H., 1913. Das Aehnlichkeitsgesetz bei
Reibungsvorgangen
Forschungsheft 131, 1-41.
in
Flüssigkeiten,
5. Kết luận
Các kết quả tính toán lý thuyết đã được kiểm
chứng bằng phần mềm và so sánh với số liệu thực
tế để đảm bảo độ tin cậy của phương pháp tính
toán. Qua đó, với lưu lượng khai thác hiện tại đạt
9000 thùng/ngày và hàm lượng nước
WCUT=10%, đường ống xuất từ WHP-DH2 tới
FPU-DH1 vẫn vận hành an toàn với nhiệt độ chất
lưu luôn cao hơn nhiệt độ vận hành tối thiểu
38,3oC. Do thành phần khí đã được tách ra trước
khi đưa vào đường ống nên không gặp phải các
vấn đề về nút chất lỏng hay lắng đọng hydrate. Độ
ăn mòn tối đa do CO2 gây ra trên toàn đường ống
là 2,16 mm trong suốt đời mỏ, nhỏ hơn ngưỡng ăn
mòn cho phép do Nhà điều hành đưa ra là 3 mm
và do vậy không cần sử dụng hóa phẩm chống ăn
mòn. Thời gian cooldown của đường ống là 5,1
giờ, đủ thời gian xử lý sự cố và đưa hệ thống khai
thác trở lại trước khi wax kịp hình thành trong
đường ống. Khi lưu lượng vận chuyển sụt giảm
xuống dưới 6000 thùng/ngày với hàm lượng
nước nhỏ hơn 40% cần lưu ý bơm hóa phẩm PPD
để giảm nhiệt độ điểm đông của dầu xuống dưới
De Waard, C., Lotz, U., Dugstad, A., 1995. Influence
of Liquid Flow Velocity on CO2 Corrosion: A
Semi-Empirical Model, Paper No.128,
Conference: Corrosion’95, NACE International.
Dittus, F. W., Boelter L. M. K., 1930. Heat transfer
in automobile radiators of the tubular type.
Publications in Engineering, vol. 2, University of
California, Berkeley. 443-461.
Gnielinski, V., 1975. Neue Gleichungen für den
Wärmeund den Stoffübergang in turbulent
durchströmten Rohren und Kanälen, Forsch.
Ingenieurwes. (Engineering Research) 41, 8-16.
Hausen,
H.,
1943.
Darstellung
Rohren
des
durch
Warmeuberganges
in
verallgemeinerte Potezbeziehungen, Z. VDI
Beih. Verfahrenstechnik No. 4, 91.
Hilpert, R., 1933. Warmeabgabe von geheizen
Drahten und Rohren, Forsch. Gebiete
Ingenieurw. Vol. 4, 220.
62
Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62
James, P. B., Hemanta, M., 1999. Multiphase Flow
mỏ Đại Hùng.
in Wells, SPE, Richardson.
PVEP, 2013. Báo cáo Cập nhật Kế hoạch phát triển
mỏ Đại Hùng tới thời điểm 31-12-2013.
PVEP, 2007. Báo cáo Sơ đồ Công nghệ Phát triển
ABSTRACT
Pipeline and flow assurance solutions of oil and gas transportation
from WHP-DH2 wellhead platform to FPU-DH1 platform at Dai Hung
Oil Field
Thinh Van Nguyen 1, An Hai Nguyen 2, Hai Thanh Nguyen 3
1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam
2 PetroVietnam Exploration Production Corporation (PVEP), Vietnam
3 PetroVietnam Domestic Exploration Production Operating Company (PVEP POC), Vietnam
Dai Hung Oil Field, located in Block 05-1a, started to operate in 1994. In phase 2 of the development,
the WHP-DH2 wellhead platform was set up. After having been put into operation since August 2011, the
WHP-DH2 wellhead platform has revealed several problems which need to be solved in order to improve
the efficiency of product transportation and the sustainability of the oil field. Moreover, the operator has
to adjust their productions quantity due to the significant decrease in global crude oil price recently.
Therefore, a research on pipeline and flow assurance of oil and gas transportation from WHP-DH2
wellhead platform to FPU-DH1 platform at Dai Hung Oil Field has never been more imperative. Research
on oil and gas transportation in pipelines includes deposition control of solid materials such as hydrate,
wax, asphaltene…. This articlepresents results of the research on flow regime, hydraulic parameters, heat
and internal corrosion rate of the transportation pipeline from WHP-DH2 wellhead platform to FPU-DH1
platform at Dai Hung Oil Field by taking advantage of experimental equations. These results are then
compared with the simulation model solved by PIPESIM software using data obtained at this Oil Field.
Basedon that, suitablesolutions to properly control thetransportation pipeline from WHP-DH2 wellhead
platform to FPU-DH1 platform at Dai Hung Oil Filed in the future stage will be recommended.
11 trang
09/01/2024
16740
Free
Bạn đang xem tài liệu "Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho đường ống vận chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 tới giàn FPU-DH1 mỏ Đại Hùng", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- nghien_cuu_giai_phap_dam_bao_dong_chay_cho_duong_ong_van_chu.pdf
