BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT NGUYỄN HOÀI VŨ NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI - 2018
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
NGUYỄN HOÀI VŨ
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ
CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN
SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
HÀ NỘI - 2018
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
NGUYỄN HOÀI VŨ
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ
CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY
GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ
Ngành: Kỹ thuật dầu khí
Mã số: 9520604
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. TSKH Trần Xuân Đào
2. PGS. TS Nguyễn Thế Vinh
Hà Nội – 2018
i
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong Luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất cứ công
trình nào khác.
Tác giả Luận án
Nguyễn Hoài Vũ
ii
MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN .............................................................................................. i
MỤC LỤC ........................................................................................................ ii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ............................................. iv
DANH MỤC BẢNG ....................................................................................... vi
DANH MỤC HÌNH ........................................................................................ vii
MỞ ĐẦU .......................................................................................................... 1
CHƯƠNG 1...................................................................................................... 7
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VÀ QUÁ TRÌNH THU
GOM, XỬ LÝ, VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG .......... 7
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ
BẠCH HỔ ..................................................................................................... 8
1.2. NHỮNG THÁCH THỨC MỚI TRONG THU GOM DẦU BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM Ở
GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG KHAI THÁC CUỐI ĐỜI MỎ BẠCH HỔ ......... 23
1.3. NHỮNG SỰ CỐ ĐIỂN HÌNH TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐƯỜNG
ỐNG NGẦM THU GOM DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ ............................................... 27
1.4. TỔNG QUAN CÁC CÔNG TRÌNH NGHIÊN CỨU VỀ THU GOM DẦU TẠI MỎ BẠCH
HỔ ............................................................................................................ 33
KẾT LUẬN ............................................................................................................. 37
CHƯƠNG 2.................................................................................................... 38
NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI THỦY ĐỘNG LỰC HỌC .. 38
HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN
MỎ BẠCH HỔ ............................................................................................... 38
2.1. CƠ SỞ LỰA CHỌN TUYẾN ĐƯỜNG ỐNG BK-14/BT7 - CPP-3 LÀM ĐỐI TƯỢNG
NGHIÊN CỨU ĐẠI DIỆN. .............................................................................. 38
2.2. NGHIÊN CỨU TÍNH CHẤT LÝ HÓA CỦA DẦU VÀ LƯU CHẤT KHAI THÁC KHU VỰC
BK-
14 .... …………………………………………………………………………….40
2.2.1. Nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu ....................................................... 40
2.2.2. Nghiên cứu tính chất lưu biến của lưu chất khai thác ở khu vực BK14 . 45
2.3. NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG ĐỘNG HỌC BẰNG LÝ THUYẾT
CATASTROPHE VÀ ENTROPI. ...................................................................... 52
2.3.1. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết
Catastrophe ............................................................................................. 54
2.3.2. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết
Entropi ..................................................................................................... 65
KẾT LUẬN ............................................................................................................. 71
iii
CHƯƠNG 3.................................................................................................... 72
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ CỦA
ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN
LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ ................................................................................ 72
3.1. NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN TỔ HỢP CÁC NHÓM GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ - KỸ THUẬT
NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM DẦU BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM TRONG ĐIỀU
KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG CỦA MỎ BẠCH HỔ ........................................... 72
3.1.1. Nghiên cứu quá trình hình thành và lắng đọng của paraffin ................. 72
3.1.2. Các phương pháp xử lý lắng đọng paraffin ............................................ 76
3.2. NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ THU GOM DẦU TRONG GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN
LƯỢNG KHAI THÁC ..................................................................................... 82
3.2.1. Công nghệ vận chuyển chất lỏng dầu-nước ở trạng thái nhũ tương
thuận ........................................................................................................ 82
3.2.2. Công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu – khí ............................................... 85
3.2.3. Vận chuyển dầu dầu bão hòa khí bằng thiết bị tách khí sơ bộ (UPOG) . 86
3.2.4. Ứng dụng mô hình mô phỏng để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động
của đường ống thu gom dầu ở Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro ....... 87
3.3. LỰA CHỌN GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ PHÙ HỢP VỚI ĐƯỜNG
ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH
HỔ .......................................................................................................... 100
3.3.1. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về năng lượng vận
chuyển và lưu lượng dòng chảy trong đường ống ................................. 101
3.3.2. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về lắng đọng paraffin
trong đường ống .................................................................................... 102
3.3.3. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề nhiệt độ đông đặc
và độ nhớt của dầu ................................................................................ 102
3.4. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ÁP DỤNG KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI VÀO THỰC
TẾ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU TỪ BK-14
VỀ CPP-3 NỘI MỎ BẠCH HỔ. ................................................................... 103
3.4.1 Đánh giá mức độ bền vững và tính ổn định thủy động học của hệ thống
trên cơ sở lý thuyết Catastrophe ............................................................ 103
3.4.2. Đánh giá mức độ phức tạp của hệ thống đường ống trong quá trình vận
hành ....................................................................................................... 104
3.4.3. Tính toán hiệu quả kinh tế sau khi áp dụng kết quả nghiên cứu của luận án
vào vận hành cụm đường ống từ BK-14 về CPP-3 ............................... 105
KẾT LUẬN .................................................................................................. 107
KIẾN NGHỊ ................................................................................................. 118
DANH MỤC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ .............................................. 109
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................ 112
iv
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
PLEM : Cụm phân dòng ngầm cho FSO
CPP/CTP/CTK : Giàn công nghệ trung tâm
MSP : Giàn cố định ở mỏ Bạch Hổ
RP : Giàn cố định ở mỏ Rồng
CCP : Giàn nén khí trung tâm ở mỏ Bạch Hổ
BT : Giàn đầu giếng (giàn nhẹ mini)
BK : Giàn nhẹ ở mỏ Bạch Hổ
RC : Giàn nhẹ ở mỏ Rồng
ThTC : Giàn nhẹ ở mỏ Thỏ Trắng
GTC : Giàn nhẹ ở mỏ Gấu Trắng
GVC : Giảng viên chính
GOST : Hệ thống tiêu chuẩn của CHLB Nga
API : Hệ thống tiêu chuẩn của Viện Dầu khí Hoa Kỳ
PPD : Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu
ASPO : Hỗn hợp asphalten-nhựa-paraffin
FSO, UBN : Kho nổi chứa và xuất dầu thô
KL : Khối lượng
XNLD Vietsovpetro, Vietsovpetro : Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro
Bạch Hổ : Mỏ Bạch Hổ
Gấu Trắng : Mỏ Gấu Trắng
Nam Rồng – Đồi Mồi : Mỏ hợp nhất Nam Rồng – Đồi Mồi
Rồng : Mỏ Rồng
Thỏ Trắng : Mỏ Thỏ Trắng
NCS : Nghiên cứu sinh
UPOG : Thiết bị tách khí sơ bộ
TS : Tiến sĩ
TSKH : Tiến sĩ khoa học
P : Áp suất, kg/cm2 - atm - Pa
v
λ : Độ dẫn nhiệt, W/(m·C)
φ : Độ dốc, độ
μ : Độ nhớt động lực, Pa.s
υ : Độ nhớt động học, m2/s
Ø : Đường kính ống, mm
M : Khối lượng phân tử, g/mol
ρ : Khối lượng riêng, kg/m3
Q : Lưu lượng (dầu, khí, nước), m3/ngày
T : Nhiệt độ, oC
t : Thời gian, giờ - phút - giây
S : Tiết diện, m2
G : Tỷ số khí dầu, m3/ m3
τ : Ứng suất trượt, Pa
v : Vận tốc dòng chảy, m/s
vi
DANH MỤC BẢNG
Bảng 1.1. Thành phần vật liệu CT-20 ........................................................... 15
Bảng 1.2. Tính chất vật liệu CT-20 ............................................................... 15
Bảng 1.3. Thành phần vật liệu API X60 ........................................................ 15
Bảng 1.4. Tính chất vật liệu API X60 ........................................................... 15
Bảng 1.5. Thông số vận hành các tuyến đường ống chính tại mỏ Bạch Hổ ... 18
Bảng 1.6. Tính chất vật liệu cách nhiệt ......................................................... 21
Bảng 1.7. Các đường ống vận chuyển dầu nhờ năng lượng vỉa ..................... 22
Bảng 1.8. Các đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng bơm ................. 22
Bảng 2.1. Tính chất lưu biến của dầu mỏ Bạch Hổ biến đổi theo thời gian ... 42
Bảng 2.2. Tính chất lý hóa của dầu khai thác ở khu vực BK-14 .................... 43
Bảng 2.3. Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu nước .............................. 48
Bảng 2.4. Độ nhớt động lực của dầu mỏ Bạch Hổ bão hòa khí ở các điều kiện
khác nhau ......................................................................................... 52
Bảng 2.5. Bảng so sánh thời điểm áp dụng giải pháp công nghệ với giá trị tính
toán Delta......................................................................................... 61
Bảng 2.6. Kết quả tính toán xác suất và Entropi theo nhóm vận tốc dòng chảy
và nhóm áp suất bơm của đường ống BK14 –CPP3 ......................... 67
Bảng 2.7. Kết quả tính toán giá trị số Re cho các loại dầu khai thác ở khu vực
BK-14/BT7 ...................................................................................... 70
Bảng 2.8. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 35oC ... 70
Bảng 2.9. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 55oC ... 71
Bảng 3.1. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô BK-
14 ..................................................................................................... 80
Bảng 3.2. Tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu BK-14 với condensate ........... 82
Bảng 3.3. Các thông số về thủy lực và nhiệt khi vận chuyển hỗn hợp dầu-khí
MSP1 → MSP-4 .............................................................................. 86
Bảng 3.4. Một số thông số vận chuyển dầu từ RP-1 và RP-2 đến FSO-3 ....... 90
Bảng 3.5. Sự phụ thuộc nhiệt độ chất lỏng đến FSO-3 với nhiệt độ môi trường
nước biển ......................................................................................... 93
Bảng 3.6. Kết quả tính toán mô phỏng chiều dày lớp lắng đọng paraffin bên
trong đường ống với điều kiện thực tế vận hành ............................... 98
vii
DANH MỤC HÌNH
Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) ............ 9
Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 2 (1989-1994) .......... 10
Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 3 (1995-1999) .......... 11
Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 5 (2010 đến nay) ...... 13
Hình 1.5. Hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt dầu mỏ Bạch Hổ ......... 17
Hình 1.6. Biểu đồ thống kê sản lượng dầu khai thác và dự báo sản lượng khai
thác trong thời gian tới của Vietsovpetro ...................................... 24
Hình 1.7. Động thái áp suất vỉa trung bình các giếng khoan khối Trung tâm tầng
Móng giai đoạn 2005-2011. ......................................................... 24
Hình 1.8. Nhũ tương dầu-nước khai thác bằng phương pháp tự phun ............ 27
Hình 1.9. Nhũ tương dầu – nước khai thác bằng phương pháp gaslift ........... 27
Hình 1.10. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu từ giàn RP-1 đến FSO-3 ...... 28
Hình 1.11. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai đoạn sản
lượng thấp .................................................................................... 30
Hình 1.12. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK14→CPP3 giai
đoạn sản lượng trung bình ............................................................ 31
Hình 1.13. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK14→CPP3 giai
đoạn sản lượng cao ...................................................................... 32
Hình 1.14. Sơ đồ bơm rửa đường ống BK14→CPP3 bằng condensate.......... 32
Hình 2.1. Sơ đồ đường vận chuyển sản phẩm BK-14/BT-7 ........................... 39
Hình 2.2. Sự thay đổi đặc tính lưu biến của dầu khai thác ở thân dầu Mioxen
dưới theo thời gian ....................................................................... 41
Hình 2.3. Thiết bị Viscotester VT-550 .......................................................... 44
Hình 2.4. Thiết bị xác định nhiệt độ đông đặc của dầu HCP-852 .................. 44
Hình 2.5. Đồ thị biểu diễn tương quan giữa độ nhớt động lực và nhiệt độ của
dầu BK14 ..................................................................................... 46
Hình 2.6. Mối tương quan giữa độ nhớt động lực dầu và hàm lượng nước .... 47
Hình 2.7. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí – dầu khác
nhau tại 80oC ............................................................................... 50
viii
Hình 2.8. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí – dầu khác
nhau tại 60oC ............................................................................... 50
Hình 2.9. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác
nhau tại 80oC ............................................................................... 51
Hình 2.10. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác
nhau tại 60oC ............................................................................... 51
Hình 2.11. Các trạng thái và vị trí tương đối của hòn bi A ............................ 57
Hình 2.12. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2011 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 58
Hình 2.13. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2012 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 58
Hình 2.14. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2013 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 59
Hình 2.15. Kết quả tính toán giá trị Delta cho đường ống từ BK-14 về CPP-
3 .................................................................................................. 60
Hình 2.16. Mối tương quan giữa giá trị Entropi với vận tốc dòng chảy trong
đường ống .................................................................................... 66
Hình 3.1. Cấu trúc các paraffin trong dầu thô ................................................ 72
Hình 3.2. Cấu trúc asphalten và nhựa trong dầu thô ...................................... 73
Hình 3.3. Quá trình kết tinh paraffin trong dầu thô mỏ Bạch Hổ theo nhiệt
độ ................................................................................................ 74
Hình 3.4. Lắng đọng paraffin theo nhiệt độ của dầu chưa xử lý trên mô hình
nghiên cứu “Ngón tay lạnh”. ........................................................ 75
Hình 3.5. Lắng đọng paraffin trong đường ống trên CPP-3 ........................... 75
Hình 3.6. Mối tương quan giữa nhiệt độ xử lý dầu và nhiệt độ đông đặc của dầu
sau khi xử lý nhiệt tại các nhiệt độ khác nhau .............................. 77
Hình 3.7. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến độ nhớt của dầu thô BK-14 ............ 79
Hình 3.8. Tốc độ lắng đọng paraffin của dầu BK-14 khi không xử lý và xử lý
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc ................................................ 80
Hình 3.9. Độ nhớt của hỗn hợp dầu với condensate tại các nhiệt độ khác
nhau ............................................................................................. 81
Hình 3.10. Các thông số bơm rửa đường ống RP-3PLEM (FSO-3)→CPP-3
→ CPP-2 ..................................................................................... 84
ix
Hình 3.11. Sơ đồ hệ thống đường ống vận chuyển dầu kết nối giàn RP-1 ..... 90
Hình 3.12. Ứng suất trượt của dầu ở các điều kiện nhiệt độ khác nhau .......... 91
Hình 3.13. Độ nhớt của dầu ở các điều kiện nhiệt độ khác nhau.................... 91
Hình 3.14. Áp suất vận chuyển dầu phụ thuộc nhiệt độ nước biển ở vùng cận
đáy ............................................................................................... 91
Hình 3.15. Nhiệt độ chất lỏng trong đường ống RP-1→FSO-3, mô phỏng cho
trường hợp không có lắng đọng paraffin bên trong đường ống ..... 92
Hình 3.16. Mô phỏng tính toán nhiệt độ tối thiểu chất lỏng từ RP-1 về FSO-
3 .................................................................................................. 93
Hình 3.17. Mô phỏng hoạt động của đường ống vận chuyển dầu theo tuyến ống
RP-1→FSO-3 với lớp lắng đọng paraffin dày khoảng 40 mm ...... 94
Hình 3.18. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác BK-14, BT-7, BK-16 và Gấu
Trắng ........................................................................................... 95
Hình 3.19. Lưu lượng chất lưu bên trong đường ống BK-14→CPP-3 ........... 95
Hình 3.20. Các thông số hoạt động của đường ống BK-14→CPP-3 .............. 96
Hình 3.21. Áp suất tại ống đứng trên BK-14 theo kết quả mô phỏng ............ 96
Hình 3.22. Áp suất ghi nhận tại ống đứng trên BK-14................................... 97
Hình 3.23. Mối tương quan giữa vận tốc dòng chảy chất lỏng trong ống và sự
hình thành lớp chất lắng đọng paraffin bên trong thành ống
chống ......................................................................................... 100
Hình 3.24. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2016 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................. 104
1
MỞ ĐẦU
Liên doanh Việt–Nga Vietsovpetro (Vietsovpetro) khai thác dầu khí từ năm
1986 ở mỏ Bạch Hổ, tại lô 09-1, thuộc bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam.
Ban đầu, dầu được khai thác ở tầng Mioxen, Oligoxen và sau đó ở tầng Móng vào
năm 1988. Để phục vụ công tác khai thác dầu, hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển
dầu khí được xây dựng trên cơ sở thiết kế của Viện nghiên cứu và thiết kế toàn Liên
Bang (VNIPImorneftegas Moscow), Liên Xô (mô hình thiết kế giàn 16716) áp dụng
cho đối tượng dầu ít paraffin, có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt thấp, đa phần là đường
ống vận chuyển không bọc cách nhiệt theo mô hình phát triển mỏ ở vùng biển Caspi,
nước Cộng hòa Azerbaijan.
Trong quá trình thu gom, xử lý và vận chuyển dầu khí bằng hệ thống đường
ống ngầm đã xảy ra hàng loạt các vấn đề phức tạp do tính không tương thích giữa các
quy trình công nghệ, thiết bị kỹ thuật với chất lưu vận chuyển. Cụ thể như tính đồng
bộ của hệ thống đường ống thấp, vận chuyển dầu trong hệ thống ống ngầm không
bọc cách nhiệt với môi trường đáy biển có nhiệt độ dao động 25-28oC, nhiệt độ thấp
nhất có thể đến 21,8oC, trong khi đó nhiệt độ đông đặc của dầu là 29-36oC. Bản thân
dầu mỏ Bạch Hổ có tính chất lưu biến phức tạp với nhiệt độ đông đặc cao, hàm lượng
paraffin lớn dao động ở mức 17-27%, là những tác nhân gây nên những khó khăn và
phức tạp trong quá trình vận hành hệ thống đường ống ngầm. Để phù hợp với từng
giai đoạn phát triển của mỏ, trong lĩnh vực thu gom, xử lý và vận chuyển dầu phải có
những giải pháp công nghệ - kỹ thuật nhất định nhằm đảm bảo tính an toàn tuyệt đối
trong quá trình vận hành hệ thống vận chuyển dầu. Theo thời gian, có nhiều vấn đề
phức tạp mới đã nảy sinh trong thực tế của quá trình phát triển mỏ, đòi hỏi thường
xuyên phải có những nghiên cứu sâu hơn, đưa vào áp dụng những công nghệ phù hợp
hơn với thực trạng của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu và với chất lưu
được vận chuyển.
2
1. Tính cấp thiết của đề tài
Trên thế giới nói chung, công tác vận chuyển dầu nhiều paraffin luôn đối diện
với những phức tạp và khó khăn từ nguy cơ lắng đọng và tắc nghẽn đường ống do
paraffin. Đối với Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro, công tác vận chuyển dầu được
thực hiện bằng hệ thống đường ống ngầm ngoài khơi với những đặc thù riêng có cho
nên những khó khăn phức tạp do paraffin gây ra luôn thường trực kể từ ngày đầu phát
triển mỏ mà nguyên nhân cơ bản là: Hệ thống đường ống vận chuyển dầu được thiết
kế cho dầu có hàm lượng paraffin thấp với các đường ống không bọc cách nhiệt; tính
đồng bộ của hệ thống đường ống thấp do được xây dựng theo từng giai đoạn phát
triển của mỏ; điều kiện môi trường đáy biển có nhiệt độ thấp hơn nhiều so với nhiệt
độ đông đặc của dầu khai thác. Hơn nữa, trong quá trình duy trì và tăng cường khai
thác dầu khí, phải sử dụng các phương pháp khai thác cơ học và các giải pháp thu hồi
tăng cường, lưu lượng khí và nước đồng hành biến đổi rất lớn, gây ra nhiều thách
thức trong thu gom, xử lý và vận chuyển dầu – khí bằng đường ống ngầm ngoài khơi.
Hiện nay sản lượng khai thác ở các mỏ của Vietsovpetro đã bước vào giai đoạn
suy giảm nhanh qua từng năm, từ sản lượng khai thác đỉnh 13,2 triệu tấn/năm (năm
2003) xuống còn 4-5 triệu tấn/năm như hiện nay. Cùng với việc suy giảm sản lượng
khai thác là sự suy giảm năng lượng của các thân dầu, cụ thể hơn là áp suất tại miệng
các giếng khai thác bị suy giảm đáng kể. Đây chính là một thách thức lớn đối với các
cụm đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng áp suất miệng giếng. Mặt khác, sản
lượng khai thác giảm gần 60% so với giai đoạn khai thác đỉnh là tác nhân của việc
suy giảm lưu lượng dòng chảy trong đường ống, đã thêm một thách thức nữa đối với
vấn đề thu gom, xử lý và vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm ngoài khơi
khu vực nội mỏ. Trong khi đó, các tính chất lý hóa của dầu khai thác như nhiệt độ
đông đặc, giá trị độ nhớt động và hàm lượng paraffin có xu hướng tăng cao ở cuối
đời mỏ càng làm tăng tính phức tạp và khó khăn trong vận hành hệ thống đường ống
ngầm. Từ những vấn đề mang tính cấp thiết và có tính thời sự nêu trên, đòi hỏi phải
có những nghiên cứu tính toán và lựa chọn các giải pháp công nghệ-kỹ thuật cụ thể
phù hợp với từng đối tượng riêng rẽ mang tính cục bộ, qua đó đưa ra các đề xuất
3
nhằm hoàn thiện nhóm tổ hợp các giải pháp công nghệ-kỹ thuật vận hành hệ thống
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu một cách an toàn nhất phù hợp với thực trạng khai
thác của mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn suy giảm sản lượng.
2. Mục đích nghiên cứu
Trên cơ sở kết quả đánh giá thực trạng hoạt động của hệ thống đường ống ngầm
vận chuyển dầu từ BK-14 về CPP-3, đề xuất phương pháp mới trong việc nghiên cứu
trạng thái thủy động lực học của quá trình vận chuyển dầu nhằm làm cơ sở tính toán
và xác định các chế độ công nghệ vận chuyển dầu. Đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp
công nghệ phù hợp nhằm đảm bảo an toàn quá trình vận hành hệ thống đường ống
ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn sản lượng khai thác
dầu suy giảm.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu là chất lỏng vận chuyển và hệ thống
đường ống ngầm vận chuyển dầu khí trong nội mỏ Bạch Hổ mà đại diện là cụm đường
ống từ BK-14 về CPP-3.
- Phạm vi nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu là hệ thống thủy động lực học của tuyến
đường ống ngầm vận chuyển dầu khí từ BK-14 về CPP-3, gồm các tính chất lý hóa
và tính lưu biến của chất lưu được vận chuyển, các thông số công nghệ trong vận
chuyển dầu khí như lưu lượng dòng chảy, áp suất bơm, tổn hao áp suất dọc đường
ống, các giải pháp công nghệ xử lý trong vận chuyển dầu ngoài biển.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp thư mục: Thu thập, thống kê, phân tích số liệu thực tế về các thông
số công nghệ vận chuyển dầu;
- Phương pháp lý thuyết: Nghiên cứu ứng dụng các lý thuyết Catastrophe và
Entropi đánh giá trạng thái thủy động lực học và hiệu quả làm việc của hệ thống công
nghệ đường ống vận chuyển dầu;
4
- Nghiên cứu trong phòng thí nghiệm: Tính chất lý hóa và lưu biến của chất lỏng
vận chuyển làm cơ sở cho việc lựa chọn các giải pháp công nghệ phù hợp;
- Ứng dụng công nghệ thông tin: Sử dụng phần mềm Olga mô hình mô phỏng quá
trình vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm, cũng như và các phần mềm
tin học trong khảo sát, đánh giá và phân tích số liệu.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
- Ý nghĩa khoa học: Việc sử dụng công cụ toán học của lý thuyết Catastrophe và
lý thuyết Entropi để chứng minh bản chất cũng như trạng thái thủy động lực học của
hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu ngoài khơi khu vực nội mỏ Bạch Hổ đã
góp phần đa dạng hóa các phương pháp tiếp cận và nghiên cứu một đối tượng động
học cụ thể.
- Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu của luận án là cơ sở cho việc lựa chọn và
đề xuất các giải pháp công nghệ và kỹ thuật cho công tác vận hành hệ thống đường
ống ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ một cách an toàn và hiệu quả,
phù hợp với giai đoạn suy giảm sản lượng khai thác của mỏ.
6. Điểm mới của luận án
- Sử dụng kết hợp công cụ toán học của lý thuyết Catastrophe và lý thuyết Entropi
để nghiên cứu, đánh giá một cách định tính và định lượng trạng thái bền động học
của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ, cũng như làm cơ sở khoa
học trong việc tính toán xác định giá trị vận tốc dòng chảy phù hợp với tiêu hao năng
lượng động học thấp nhất;
- Kết quả nghiên cứu lý thuyết Catastrophe cho phép tính toán xác định tần suất và
chu kỳ áp dụng các nhóm giải pháp công nghệ xử lý hệ thống đường ống ngầm trong
điều kiện không dừng khai thác với các chế độ dòng chảy khác nhau;
- Lựa chọn và đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ xử lý hệ thống đường
ống ngầm đảm bảo an toàn trong vận chuyển dầu phù, hợp với điều kiện khai thác
thực tế của mỏ Bạch Hổ ở giai đoạn suy giảm sản lượng.
5
7. Luận điểm bảo vệ
7.1. Trong điều kiện suy giảm sản lượng, hệ thống thủy động lực học của quá trình
vận chuyển dầu khí bằng đường ống ngầm khu vực nội mỏ Bạch Hổ thường xuyên
hoạt động trong trạng thái kém bền vững và mất ổn định động học. Điều này làm tăng
chi phí năng lượng động học và hệ thống làm việc kém hiệu quả;
7.2. Trong điều kiện sản lượng khai thác của mỏ Bạch Hổ bị suy giảm, để chi phí
năng lượng động học đạt giá trị nhỏ nhất, vận tốc dòng chảy chất lỏng trong đường
ống ngầm khu vực nội mỏ phải lớn hơn 0,16m/s, tốt nhất là 0,28-0,32m/s. Trường
hợp vận tốc dòng chảy nhỏ hơn 0,16m/s, cần phải áp dụng tổ hợp các giải pháp công
nghệ-kỹ thuật vận hành hệ thống đường ống với tần suất và chu kỳ phù hợp để quá
trình vận chuyển dầu đạt hiệu quả và an toàn.
8. Cơ sở tài liệu của luận án
Luận án được xây dựng trên cơ sở tổng hợp các kết quả nghiên cứu của chính
tác giả về chế độ vận hành hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu ngoài khơi và
từ số liệu thực tế ứng dụng các giải pháp công nghệ xử lý trong quá trình vận hành
của hệ thống đường ống khu vực nội mỏ Bạch Hổ. Các kết quả nghiên cứu của chính
tác giả (hoặc đồng tác giả) đã được công bố trong các tạp chí chuyên ngành trong
nước và ở nước ngoài, tuyển tập báo cáo tại các hội nghị khoa học công nghệ của Bộ
Công Thương, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Tạp chí
dầu khí …
Bên cạnh đó, tác giả cũng đã thu thập, sử dụng một số tài liệu từ các nghiên cứu
đã được Viện Nghiên cứu và Thiết kế Dầu khí biển, Liên doanh Việt-Nga
Vietsovpetro thực hiện như: Sơ đồ công nghệ xây dựng và phát triển mỏ Bạch Hổ
qua các giai đoạn từ năm 1986 đến năm 2013; báo cáo phân tích đánh giá hệ thống
thu gom, xử lý, vận chuyển và tàng trữ dầu trên các mỏ của Liên doanh Việt – Nga
Vietsovpetro giai đoạn 2010-2016.
6
9. Khối lượng và cấu trúc của luận án
Cấu trúc của luận án gồm phần mở đầu, 3 chương, kết luận – kiến nghị và 42
danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung luận án trình bày trong 125 trang khổ
giấy A4, trong đó có 23 biểu bảng, 54 hình vẽ và 5 phụ lục với 52 trang A4.
10. Lời cám ơn
Luận án được hoàn thành tại Bộ môn Khoan – Khai thác, Khoa Dầu khí, trường
Đại học Mỏ - Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của TSKH Trần Xuân Đào và
PGS. TS Nguyễn Thế Vinh.
Trong quá trình thực hiện, tác giả luôn nhận được sự quan tâm hướng dẫn tận
tình và giúp đỡ quý báu của các thầy giáo PGS. TS Lê Xuân Lân, PGS. TS Cao Ngọc
Lâm, PGS. TS Trần Đình Kiên, GVC Lê Văn Nam, Bộ môn Khoan Khai thác, Khoa
Dầu khí, Phòng đào tạo Sau đại học, Ban Giám Hiệu trường Đại học Mỏ - Địa chất,
các nhà khoa học, các cơ quan trong và ngoài Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam,
các thầy cô giáo và tất cả các đồng nghiệp.
Đồng thời trong thời gian làm luận án, tác giả cũng đã nhận được sự hướng
dẫn giúp đỡ nhiệt tình và đóng góp nhiều ý kiến quý giá của các nhà khoa học, các
chuyên gia của Liên Doanh Việt – Nga Vietsovpetro, các đồng nghiệp thuộc công ty
PVEP, Hoàng Long JOC, Cửu Long JOC, Ban Khai thác dầu khí – Tập đoàn Dầu khí
Quốc gia Việt Nam. Tác giả xin chân thành bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc về sự giúp đỡ
quý báu này.
7
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VÀ QUÁ TRÌNH THU
GOM, XỬ LÝ, VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG
Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro đi vào hoạt động từ ngày 19/11/1981 trên
cơ sở Hiệp định liên Chính phủ Việt Nam và Liên Xô ký ngày 19/6/1981. Năm 1984,
sau hơn 2 năm hoạt động, Vietsovpetro đã thăm dò và thẩm lượng thành công thân
dầu có giá trị công nghiệp ở mỏ Bạch Hổ. Đây là một thành công quan trọng ở những
năm đầu hoạt động của Vietsovpetro, nhưng cũng đặt ra nhiều thách thức trong tổ
chức khai thác, thu gom, xử lý và vận chuyển dầu thô ngoài khơi trong khi đất nước
đang bị cấm vận, không thể tiếp cận với các công nghệ tiên tiến trên thế giới, ngoài
kinh nghiệm của Liên Xô (cũ), một cường quốc về dầu khí nhưng hoạt động khai thác
dầu chủ yếu trên đất liền.
Giống như tất cả các mỏ dầu khí trên thế giới, hệ thống thu gom, xử lý và vận
chuyển dầu bằng đường ống ngoài khơi ở mỏ Bạch Hổ và Rồng được xây dựng nhằm
đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ của Vietsovpetro cho một thời kỳ nhất định. Hệ thống
này sẽ làm việc có hiệu quả trong khoảng thời gian, khi sản lượng khai thác tương
ứng với các chỉ tiêu thiết kế, phần thời gian còn lại hoặc là không đủ tải hoặc là quá
tải. Các chỉ tiêu khai thác, các đặc tính của chất lỏng khai thác ở mỏ thay đổi theo
thời gian và có độ chênh lệch lớn, tùy thuộc vào khả năng khai thác và mức độ thành
công trong tìm kiếm thăm dò khai thác. Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom
và vận chuyển sản phẩm đa năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác mỏ
dầu khí. Mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro cũng không phải là một ngoại lệ.
Hệ thống các công trình khai thác, thu gom và xử lý dầu khí tại lô 09-1 được
thiết kế quy hoạch và xây dựng từ những năm đầu của thập niên 80, giúp Vietsovpetro
khai thác được những tấn dầu đầu tiên vào năm 1986. Đến nay, trải qua hơn 30 năm
tồn tại và phát triển, hệ thống đã và đang được cập nhật, tối ưu hóa và hoàn thiện
nhằm đáp ứng nhu cầu khai thác dầu khí theo từng giai đoạn phát triển mỏ của
Vietsovpetro.
8
1.1. Tổng quan về hệ thống công nghệ thu gom vận chuyển dầu nội mỏ Bạch
Hổ
1.1.1. Tổng quan về quá trình phát triển hệ thống thu gom dầu tại các mỏ của
Vietsovpetro
Quá trình xây dựng và phát triển hệ thống thu gom dầu khí nội mỏ Bạch Hổ
có thể chia thành một số giai đoạn chính sau đây:
Giai đoạn 1 (1986-1988)
Cơ sở dữ liệu ban đầu cho việc thiết kế mỏ là trữ lượng dầu phát hiện trong các
tầng sản phẩm Mioxen dưới (khu vực phía Bắc và phía Nam) và Oligoxen dưới (khu
vực phía Bắc). Hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ được xây
dựng theo thiết kế tổng thể của Viện nghiên cứu và thiết kế toàn Liên Bang Nga
(VNIPImorneftegas Moscow) [31], [42]. Theo thiết kế này, hệ thống được quy hoạch
và phát triển trên cơ sở xây dựng các MSP, CPP và FSO, hệ thống đường ống không
bọc cách nhiệt kết nối các công trình với nhau. Các MSP được lắp đặt cách nhau
khoảng 500-2000m. Dầu khai thác trên các MSP được tách khí, sau đó bơm đến FSO.
Việc tách nước được thực hiện trên FSO. Với thiết kế này thì khả năng xử lý dầu, khí
và nước ở mức hạn chế. FSO được lắp đặt tại phía Nam của mỏ, gần khu vực MSP-
1. Trên FSO thực hiện xử lý dầu đến thương phẩm, sau đó xuất bán cho khách hàng.
Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom sản phẩm tại mỏ Bạch Hổ đến năm 1988 thể
hiện trên hình 1.1.
Giai đoạn 2 (1989-1994)
Sau khi phát hiện dầu ở tầng Móng mỏ Bạch Hổ vào tháng 9/1988 với trữ lượng
địa chất lớn, dầu có áp suất vỉa ban đầu lên đến 40 Mpa, lưu lượng giếng trên 1000
tấn/ngày, nhiệt độ dầu trên miệng giếng đạt trên 100oC, chỉ số khí dầu khoảng 190-
230m3/tấn dầu, khuynh hướng quy hoạch và phát triển mỏ Bạch Hổ phải thay đổi
tương ứng nhằm tận dụng năng lượng vỉa để vận chuyển dầu từ các giàn vệ tinh về
giàn CPP mà không cần dùng máy bơm. Theo đó, tại khu vực phía Nam mỏ Bạch Hổ
9
không xây dựng các giàn MSP như khu vực phía Bắc, thay vào đó là xây dựng các
giàn nhẹ (BK) và giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPP-2).
Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom sản phẩm tại mỏ Bạch Hổ đến năm 1994
thể hiện trên hình 1.2.
Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) [42]
10
FSO-2
CPP-2
BK-3
MSP-8
FSO-1
MSP-6
MSP-4MSP-3
MSP-7
MSP-5
MSP-10MSP-9
MSP-11MSP-1
BK-1
BK-5
BK-4
Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 2 (1989-1994) [42]
Giai đoạn 3 (1995-1999)
Giai đoạn này chủ yếu triển khai các giải pháp quy hoạch mỏ theo Sơ đồ công
nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ năm 1993 và mở rộng vùng hoạt động sang mỏ mới. Năm
1995, giàn cố định RP-1 trên mỏ Rồng được chính thức đưa vào làm việc.
11
FSO-2
CPP-2
BK-3
MSP-8
FSO-1
MSP-6
MSP-4MSP-3
MSP-7
MSP-5
MSP-10MSP-9
MSP-11MSP-1
BK-1
BK-5
BK-4
BT-7
RC-1
RP-1RC-2
FSO-3
Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 3 (1995-1999) [41], [42]
Giàn cố định RP-1 mỏ Rồng có chức năng chủ yếu giống như các giàn cố định
khác trên mỏ Bạch Hổ. Để đảm bảo hiệu quả cao cho công nghệ xử lý dầu bằng phụ
gia giảm nhiệt độ đông đặc, giàn RP-1 được trang bị thêm thiết bị gia nhiệt. Sau khi
gia nhiệt, nhiệt độ của dầu được nâng lên 80oC và xử lý bằng hóa phẩm. Dầu sau xử
lý được bơm vào đường ống RP-1 → CPP-2 dài 34km sang FSO-1 mỏ Bạch Hổ.
12
- Đường ống nối liền 2 mỏ Rồng – Bạch Hổ, gồm 4 đoạn:
+ RP-1 → PLEM FSO-3: dài 5865m, đường kính ống Ø325x16mm
+ PLEM FSO-3 → RC-1: dài 5465m, đường kính ống Ø325x16mm
+ RC-1→ BT-7: dài 11650m, đường kính ống Ø426x16mm
+ BT-7 → CPP-2: dài 10580m, đường kính ống Ø426x16mm
Sơ đồ đường ống vận chuyển dầu của Vietsovpetro giai đoạn 1995-1999 được
thể hiện trên hình 1.3.
Giai đoạn 4 (2000-2009)
Trong giai đoạn này, theo số liệu khai thác, khối lượng dầu khai thác chính ở
phía Nam và Trung tâm, chủ yếu là ở các giàn nhẹ BK-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 – hơn
10 triệu tấn/năm. Trong khi đó giàn CPP-2 chỉ có thể đảm bảo xử lý ổn định sản phẩm
với công suất 5,5 triệu tấn/năm (15000 tấn/ngày). Để giải quyết phần thiếu hụt công
suất xử lý sản phẩm này, giàn công nghệ trung tâm số 3 (CPP-3) được xây dựng tại
vị trí khu vực phía Nam (gần BK-4) với 3 dây chuyền công nghệ, trong đó có 1 dây
chuyền dự phòng. Công suất xử lý dầu thương phẩm của mỗi dây chuyền là 5000
tấn/ngày (lượng chất lưu xử lý của 2 dây chuyền là 18500 tấn/ngày).
Ở khu vực mỏ Rồng, trong giai đoạn này xây dựng mới giàn RP-2 với cấu trúc
giống giàn RP-1 và RP-3 đã được lắp đặt trước đó ở khu vực mỏ này.
Đi kèm với việc xây dựng CPP-3, RP-2 là các đường ống kết nối giữa công
trình này với các công trình hiện hữu.
Giai đoạn 5 (2010 đến nay)
Việc xây dựng các giàn cố định đã không còn thực hiện ở giai đoạn này mà thay
vào đó là hàng loạt các giàn nhẹ (BK/RC) [2] được xây dựng ở cả khu vực phía Nam,
phía Bắc cũng như ở các cấu tạo cận biên như Nam Rồng – Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ
Trắng, …[3]
Các đường ống nối từ các công trình này đến các giàn cố định, giàn công nghệ
trung tâm đã được bọc cách nhiệt với môi trường xung quanh nhưng không được
trang bị hệ thống phóng thoi làm sạch đường ống.
Sơ đồ đường ống vận chuyển dầu của Vietsovpetro giai đoạn 2010 đến nay được
thể hiện trên hình 1.4.
13
Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 5 (2010 đến nay) [42]
14
1.1.2. Tổng quan về hệ thống đường ống công nghệ thu gom dầu ở mỏ Bạch Hổ
Cho đến nay Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro đã xây dựng và kết nối hoàn
chỉnh hệ thống đường ống kết nối các công trình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
với tổng chiều dài hơn 186 km. Trong suốt hơn 30 năm qua, hệ thống đường ống thu
gom dầu nội mỏ Bạch Hổ đã vận chuyển liên tục an toàn hơn 200 triệu tấn dầu, đóng
vai trò hết sức quan trọng và hiệu quả trong tiến trình khai thác mỏ Bạch Hổ. Sự hình
thành và phát triển hệ thống đường ống thu gom dầu nội mỏ Bạch Hổ với mục tiêu
tối ưu hóa khả năng vận chuyển trên cơ sở tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng hiện hữu của
mỏ, đảm bảo quá trình vận chuyển dầu an toàn liên tục, đã góp phần hoàn thành các
mục tiêu kế hoạch sản xuất – khai thác của Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro [2].
Quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ có nhiều nét đặc thù cùng với tiến trình
xây dựng cơ sở hạ tầng mỏ Bạch Hổ trải qua nhiều giai đoạn theo các tiêu chí đáp
ứng các nhu cầu phát triển theo từng thời kỳ khác nhau nên hình thành hệ thống đường
ống thu gom vận chuyển dầu của mỏ Bạch Hổ với nhiều đặc trưng riêng biệt.
Hệ thống đường ống thu gom vận chuyển dầu của mỏ Bạch Hổ kết nối và thu
gom sản phẩm khai thác của các công trình biển trong nội mỏ có thể được phân loại
dựa trên nhiều tiêu chí đa dạng khác nhau: đường kính ống, vật liệu đường ống, vật
liệu cách nhiệt… Xét từ khả năng cách nhiệt đường ống thu gom vận chuyển dầu mỏ
Bạch Hổ có thể được phân chia thành hai loại: đường ống bọc cách nhiệt và đường
ống không bọc cách nhiệt.
Trong thời kỳ đầu phát triển mỏ các đường ống thu gom dầu là đường ống không
bọc cách nhiệt. Một số đường ống không bọc cách nhiệt khác được đưa vào sử dụng
từ quá trình chuyển đổi chức năng vận chuyển như từ vận chuyển nước ép vỉa sang
vận chuyển dầu. Hầu hết các ống thu gom dầu không bọc cách nhiệt được xây dựng
từ trước những năm 2007, điển hình tuyến ống vận chuyển dầu không bọc cách nhiệt
đầu tiên vận chuyển dầu từ giàn cố định MSP-1 về FSO-01 vào năm 1986.
Đường ống không bọc cách nhiệt đầu tiên thu gom sản phẩm khai thác của giàn
cố định MSP-1 về FSO-01 có chiều dài 1687m đường kính Ø325x16mm, vật liệu
đường ống là loại mác thép CT-20. Các đường ống không bọc cách nhiệt thu gom sản
15
phẩm khai thác của các giàn cố định MSP-3, MSP-4, MSP-6, MSP-7, MSP-9, MSP-
11… cũng như của các giàn nhẹ BK-2, BK-3, BK-4, BK-6… lần lượt được xây dựng
cùng với quá trình khai thác dầu tại các vị trí này.
Bảng 1.1. Thành phần vật liệu CT-20 [42]
C Si Mn Ni S P Cr Cu As
0,17 –
0,24
0,17 –
0,37
0,35 –
0,65 < 0,25 < 0,04 < 0,04 < 0,25 < 0,25 < 0,08
Bảng 1.2. Tính chất vật liệu CT-20 [42]
T
Ứng suất
đàn hồi của
vật liệu
Hệ số
giãn nở
nhiệt
Hệ số
truyền
nhiệt
Tỷ trọng Nhiệt dung
riêng Điện trở
oC Mpa 10-5 1/oC 106 W/(m·C) kg/m3 J/(kg·C) Оm.m109
20 2,13 52 7859
100 2,03 11,6 50,6 7834 486 219
Bảng 1.3. Thành phần vật liệu API X60 [42]
C Si Mn S P Al Ti V Cu Ni Cr Mo Nb
0,7 0,2 1,5 0,01 0,014 0,035 0,01 0,04 0,17 0,09 0,01 0,01 0,03
Bảng 1.4. Tính chất vật liệu API X60 [42]
Ứng suất
chảy dẻo
min (ksi)
Ứng suất
chịu kéo
min (ksi)
Tỉ số chảy dẻo
trên chảy nén
(max)
Độ giãn
dài
min, %
Nhiệt dung
riêng
J/(kg·C)
Hệ số truyền
nhiệt,
W/(m·C)
75 0.93 19 60 480 45
Các đường ống không bọc cách nhiệt có các loại đường kính khá đa dạng:
325x16mm, 219x10mm, 426x16mm, 219x12mm, 325,8x15,9 mm, 323,8x15,9mm
với vật liệu được sử dụng là CT-20 (theo tiêu chuẩn Nga) hoặc API-X60 (theo tiêu
16
chuẩn Viện Dầu khí Hoa kỳ) được xây dựng từ các năm 1986 đến 2007, tính chất cơ
bản của 2 loại vật liệu đường ống này được trình bày trong các bảng từ 1.1 đến 1.4.
Chiều dài của các đường ống không bọc cách nhiệt dao động từ 546m đến 7490m với
tổng chiều dài toàn tuyến của hệ thống trong nội mỏ Bạch Hổ là 90093m, lưu lượng
vận chuyển dầu tối đa mỗi đường ống là 7500 tấn/ngày. Đến thời điểm hiện tại có
một số đường ống không bọc cách nhiệt đã được dỡ bỏ hoàn toàn để xây mới như
đường ống MSP-3 ÷ MSP-4.
Hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt đã góp phần vào quá trình thu gom
sản phẩm khai thác đến vị trí xử lý thu gom tàng trữ, cho đến nay hệ thống đường
ống không bọc cách nhiệt cùng với hệ thống đường ống bọc cách nhiệt được phát
triển sau này dần được hoàn thiện tạo thành mạng lưới thu gom dầu trong nội mỏ
Bạch Hổ khoa học và hợp lý.
Tại thời điểm hiện tại hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt được sử dụng
để thu gom sản phẩm khai thác của các công trình biển như: MSP-1, MSP-3, MSP-4,
MSP-5, MSP-6, MSP-7, MSP-8, MSP-9, MSP-11. Sơ đồ tuyến đường ống không bọc
cách nhiệt mỏ Bạch Hổ được thể hiện tại hình 1.5. Các tuyến đường ống thu gom dầu
không bọc cách nhiệt hiện vẫn còn sử dụng bao gồm: MSP-1÷MSP-3, MSP-1÷MSP8,
MSP-1÷CPP-2/BK-2, MSP-3÷MSP-4, MSP-4÷MSP-6, MSP-4÷MSP-8, MSP-
5÷MSP-3, MSP-5÷MSP-10, BK-4÷BK-2, BK-5÷BK-2, BK-3÷MSP-1, BK-6÷BK-2,
MSP-9÷MSP-8, MSP-11÷MSP-9, BK-8÷BK-4, MSP-10÷MSP-9, MSP-8÷FSO-2,
MSP-6÷FSO-2, CPP-3/RB÷FSO-3, CPP-2/BK-2÷FSO-1, BK-3 ÷MSP-1, MSP-
4÷MSP-1, MSP-7÷MSP-5.
Tại thời điểm hiện tại, hệ thống đường ống thu gom dầu ở mỏ Bạch Hổ được
phân chia thành những tuyến vận chuyển chính như sau:
MSP-7 ÷ MSP-5 ÷ MSP-3 ÷ MSP-4 ÷ MSP-9 ÷ BK-3 ÷ BK-2 ÷ CPP-3
BK ThTC-1 ÷ MSP-6 ÷ MSP-4 ÷ MSP-8 ÷ MSP-1 ÷ CPP-2
MSP-10/MSP-11 ÷ MSP-9 ÷ BK-3 ÷ BK-2 ÷ CPP-3
BK GTC-01/BK-16 ÷ BK-14 ÷ BK-9 ÷ CPP-3
17
CPP-2/BK-2
BK-3
MSP-8
MSP-6
MSP-4
MSP-3
MSP-7
MSP-5
MSP-10MSP-9
MSP-11
MSP-1/
BK-7
BK-1/10
BK-5
BK-4
BK-15
BK-6
BK-8/17
CPP-3
BT-7/BK-14
BK-9
GTC-1BK-16
Dầu tách khí
Hỗn hợp dầu khí
PLEM
FSO-5
PLEM
FSO-1
FSO-6
(VSP-02)
FSO-4
(VSP-01)
Hình 1.5. Hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt vận chuyển dầu mỏ
Bạch Hổ [42]
18
Trong đó, trên cùng một tuyến ống nhưng bao gồm cả đoạn bọc cách nhiệt và
không bọc cách nhiệt.
Thông số vận hành của các tuyến đường ống chính trong khu vực nội mỏ Bạch
Hổ được trình bày trong bảng 1.5 và bảng 1.6.
Qua thống kê, phân tích ở trên cho thấy, hầu hết các đường ống thu gom dầu
không bọc cách nhiệt đã có thời gian hoạt động rất lâu, trên 20 năm, một số đường
ống được đưa vào sử dụng để thu gom dầu từ quá trình cải hoán các đường ống có
chức năng vận chuyển khác. Đồng thời, một số đường ống được xây dựng không
hoàn toàn đồng nhất, được hình thành từ các đoạn đường ống có quy cách, đường
kính khác nhau. Trong quá trình vận hành, một số đường ống không bọc cách nhiệt
cũng được cải hoán sử dụng để vận chuyển khí như đường ống không bọc cách nhiệt
MSP-3 ÷ MSP-1.
Đến thời điểm hiện tại, hệ thống đường ống thu gom dầu không bọc cách nhiệt
vẫn đóng vai trò quan trọng trong hệ thống thu gom dầu nội mỏ Bạch Hổ. Tuy nhiên,
thu gom dầu theo hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt đã gặp nhiều thách thức
và phức tạp do tính chất đặc trưng của dầu Bạch Hổ, cụ thể: hàm lượng paraffin cao,
độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao [1].
Bảng 1.5. Thông số vận hành các tuyến đường ống chính tại mỏ Bạch Hổ
Thông số khai thác MSP7 MSP5 MSP3 MSP4
Qchất lưu, m3/ngày 650 250 700 750
Qdầu, tấn/ngày 200 110 190 273
Hàm lượng nước, % 60 40 65 55
Hình thức vận chuyển Dầu bão
hòa khí
Dầu bão hòa
khí
Dầu bão
hòa khí
Dầu tách
khí
Qkhí đồng hành, nghìn m3/ngày 20 30 15 50
Qgaslift, nghìn m3/ngày 160 110 125 160
Áp suất tại riser, bar 11-16 8-13 5-9 1,5-3
Nhiệt độ tại riser, oC 50-55 29-34 30-50 35
19
Thông số đường ống MSP7 – MSP5 MSP5 – MSP3 MSP3-MSP4
Đường kính đường ống,
mm 325x16 325x16 323.8x15.9
Chiều dài đường ống, m 1480 1005 900
Quy cách Không bọc
cách nhiệt
Không bọc cách
nhiệt
Không bọc
cách nhiệt
Thông số khai
thác MSP11
MSP10/
BK15 MSP4 MSP9 BK3 BK2 CPP3
Qchất lưu, m3/ngày 300 1650 760 2830
Không
vận
chuyển
theo
tuyến
này
Không
vận
chuyển
theo
tuyến
này
Qdầu, tấn/ngày 100 1100 270 630
Hàm lượng
nước, % 30 15 60 80
Hình thức vận
chuyển
Dầu bão
hòa khí
Dầu
tách khí
Dầu
tách khí
Dầu
tách khí
Qkhí đồng hành,
nghìn m3/ngày 80 450 75 70
Qgaslift, nghìn
m3/ngày 85 140 145 170
Áp suất tại riser,
bar 5-9 20-31 25 23 21 15,5 15
Nhiệt độ tại
riser, oC 36-46 37-40 48 50-65 52 50,4 47
Thông số đường
ống
MSP11 –
MSP9
MSP10 –
MSP9
MSP4 –
MSP9
MSP9 –
BK3
BK3 –
BK2
BK2 –
CPP3
Đường kính
đường ống, mm
323,8x
15,9
323,8x
15,9
323,8x
15,9
323,8x
15,9
323,8x
15,9 426x16
Chiều dài đường
ống, m 2722 2440 3735 2773 2840 3060
Quy cách
Không
bọc cách
nhiệt
Không
bọc cách
nhiệt
Com-
posite
Com-
posite
Com-
posite
Composite
+ pipe in
pipe
20
Thông số khai
thác ThTC-01 MSP6 MSP4 MSP8 MSP1 CPP2
Qchất lưu,
m3/ngày, 750 560
Không
vận
chuyển
theo
tuyến
này
1000 3500
Qdầu, tấn/ngày 480 88 200 2000
Hàm lượng
nước, % 15 80 75 40
Hình thức vận
chuyển
Hỗn hợp
lỏng – khí
Dầu
tách khí
Dầu
tách khí
Dầu
tách khí
Qkhí đồng hành,
nghìn m3/ngày 400 10 85 350
Qgaslift,
nghìn. M3/ngày 50 90 175 187
Áp suất tại riser,
bar 14-15 19-25 18-25 17-25 16-23 13,3
Nhiệt độ tại
riser, oC 44-46 47-49 41 37-40 55 46
Thông số đường
ống
ThTC-01
- MSP6
MSP6 –
MSP4
MSP4 –
MSP8
MSP8
- MSP1
MSP1
– CPP2
Đường kính
đường ống, mm 273,1
х12,7 325х16 325х16 325х16 325х16
Chiều dài đường
ống, m 7790 1284 1030 6250 2238
Quy cách PU foam Không bọc cách nhiệt
Thông số khai thác BK-16 GTC-01 BK-14 BK-9 CPP-3
Qchất lưu, m3/ngày 1158 520 2100 450
Qdầu, tấn/ngày 0,9 350 40 80
Hàm lượng nước, % 941 19
1000 75
Hình thức vận chuyển Hỗn hợp
lỏng – khí
Hỗn hợp
lỏng – khí
Hỗn hợp lỏng
– khí
Hỗn hợp
lỏng –
khí
21
Qkhí đồng hành, nghìn m3/ngày 75 40 65 20
Qgaslift, nghìn m3/ngày 105 220 380 90
Áp suất tại riser, bar 23-24 24-25 22 18 15,5
Nhiệt độ tại riser, oC 40-42 29-32 35,5 44 42
Thông số đường ống BK16
– BK14
GTC01
- BK14
BK14
- BK9
BK9
- CPP3
Đường kính
đường ống, mm
323,8
х15,9
323,8
х15,9
323,8
х15,9
323,8
х15,9
Chiều dài đường ống, m 4000 5952 6700 1325
Quy cách PU foam PU foam PU foam Composite
Bảng 1.6. Tính chất vật liệu cách nhiệt [42]
Vật liệu cách nhiệt Hệ số truyền nhiệt,
W/(m•C) Độ dày, mm
Khối lượng
riêng, кg/m3
PU Foam 0,04 30-35 947
Composite 0,07 30-35 600
Ngoài ra, dựa vào nguồn năng lượng cung cấp cho vận hành hệ thống vận
chuyển dầu có thể chia thành hai loại như sau: cụm các đường ống vận chuyển dầu
bằng năng lượng vỉa (vận chuyển hỗn hợp dầu khí, dầu bão hòa khí) hay còn gọi là
bằng áp suất từ miệng giếng khai thác và cụm các đường ống vận chuyển dầu bằng
năng lượng bơm (vận chuyển dầu tách khí).
Với đặc thù của các cụm đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng vỉa (bảng
1.7) cho thấy năng lượng và lưu lượng vận chuyển hỗn hợp chất lỏng khai thác trong
đường ống phụ thuộc hoàn toàn vào lưu lượng khai thác và áp suất đầu miệng giếng.
Vì đặc thù của hệ thống đường ống này nên việc lựa chọn tổ hợp các giải pháp công
nghệ vận chuyển dầu phải tương thích và phù hợp với lưu lượng (vận tốc) dòng chảy
và chi phí năng lượng cung cấp cho vận chuyển dầu.
22
Bảng 1.7. Các đường ống vận chuyển dầu nhờ năng lượng vỉa
STT Tuyến ống Sản phẩm vận
chuyển từ Quy cách đường ống
1 MSP1 – CPP2/BK2 ThTC-2 + ThTC-3 Bọc cách nhiệt
2 MSP8 – MSP1 ThTC-2 + ThTC-3 Không bọc cách nhiệt
3 MSP11 – MSP9 MSP-11 Không bọc cách nhiệt
4 BK1 – CPP2/BK2 BK-1, 10 Không bọc cách nhiệt
5 BK3 – MSP1 BK-3 Không bọc cách nhiệt
6 BK3 – CPP2/BK2 BK-3 Composite
7 BK4 – CPP2/BK2 BK-4 Không bọc cách nhiệt
8 BK4 – CPP2/BK2 BK-4 Không bọc cách nhiệt
9 BK4 – CPP3/RB BK-4 Bọc cách nhiệt
10 BK5 – CPP2/BK2 BK-5 Không bọc cách nhiệt
11 BK5 – CPP3/RB BK-5 Bọc cách nhiệt
12 BK6 – CPP3/RB BK-6 Bọc cách nhiệt
13 BK8 – BK4 BK-8+BK-17 Không bọc cách nhiệt
14 BK9 – CPP3/RB BK-9+ GTC-1 Bọc cách nhiệt
15 BK14 – CPC3/RB BK-14+BT-7 Bọc cách nhiệt
16 BK14 – BK9 BK-16+ GTC-1 Bọc cách nhiệt
17 BK14-CPP2/BK2 BK-14+BT-7 Bọc cách nhiệt
18 BK15 – MSP10 BK-15 Bọc cách nhiệt
19 BK16 – BK14 BK-16 Bọc cách nhiệt
20 GTC1 – BK14 GTC-1 Bọc cách nhiệt
21 ThTC1 – MSP6 ThTC-1 Bọc cách nhiệt
22 ThTC2 – MSP8 ThTC-2 + ThTC-3 Bọc cách nhiệt
23 ThTC3-ThTC2 ThTC-3 Bọc cách nhiệt
Bảng 1.8. Các đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng bơm
STT Tuyến ống Sản phẩm vận chuyển từ Quy cách đường ống
1 MSP1 – CPP2/BK2 MSP1+BK-7 Không bọc cách nhiệt
2 MSP3 – MSP4 MSP-3, 5, 7 Không bọc cách nhiệt
3 MSP4 – MSP9 MSP-4, 5, 6, 7, ThTC-1 Bọc cách nhiệt
4 MSP5 – MSP3 MSP-5, 7 Không bọc cách nhiệt
23
5 MSP5 – MSP10 Dự phòng Không bọc cách nhiệt
6 MSP6 – MSP4 MSP-6 + ThTC-1 Không bọc cách nhiệt
7 MSP7 – MSP5 MSP-7 Không bọc cách nhiệt
8 MSP8 – MSP1 MSP-8+ ThTC-2, 3 Không bọc cách nhiệt
9 MSP9 – BK3 MSP-9, 10, 11, 4, 5, 6, 7 Bọc cách nhiệt
10 MSP10 – MSP9 MSP-10, BK-15 Không bọc cách nhiệt
11 CPP2/BK2 – FSO1 CPP2 Không bọc cách nhiệt
12 CPP2/BK2 – FSO1 CPP2 Không bọc cách nhiệt
13 CPP2/BK2 – CPP3 CPP2 Bọc cách nhiệt
14 CPP3 – FSO4 CPP3 Bọc cách nhiệt
15 CPP3 – FSO4 CPP3 Bọc cách nhiệt
16 CPP3-FSO3 CPP-3 Bọc cách nhiệt
17 CPP3-CPP2 CPP-3 Bọc cách nhiệt
Đối với hệ thống đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng bơm (bảng 1.8)
được vận hành ở những trục đường ống chính của mỏ. Năng lượng cung cấp cho vận
chuyển dầu bằng hệ thống bơm, cũng như lưu lượng dầu khá ổn định nên khả năng
vận hành có tính chủ động cao [42].
1.2. Những thách thức mới trong thu gom dầu bằng đường ống ngầm ở giai
đoạn suy giảm sản lượng khai thác cuối đời mỏ Bạch Hổ
Sản lượng dầu khai thác của Vietsovpetro đạt đỉnh vào năm 2003 (13,2 triệu
tấn/năm) và sau đó giảm nhanh qua từng năm (hình 1.6). Hiện nay sản lượng khai
thác chỉ còn lại khoảng 4-5 triệu tấn/năm, là giai đoạn có nhiều khó khăn trong công
tác thu gom, xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ngầm ngoài
khơi nội mỏ Bạch Hổ [1], [18], [29].
Từ thực tế này cho thấy ngoài những vấn đề phức tạp hiện hữu gây cản trở, phức
tạp và khó khăn trong vận chuyển dầu nhiều paraffin của mỏ Bạch Hổ như đặc tính
kỹ thuật của đường ống không tương thích, nhiệt độ môi trường đáy biển thấp, dầu
khai thác có nhiệt độ đông đặc cao, giá trị độ nhớt cao… đã xuất hiện những yếu tố
mới, đó là: Vào cuối đời mỏ, năng lượng (áp suất) vỉa của thân dầu đã bị suy giảm
gần đến giá trị tới hạn. Thông qua số liệu đo theo thời gian của động thái áp suất vỉa
24
trung bình ở các giếng khoan khối Trung tâm Móng từ năm 2005 đến năm 2011 cho
thấy mức độ suy giảm năng lượng vỉa khá rõ nét. Mặc dù đã có áp dụng giải pháp
công nghệ bơm ép nước duy trì áp suất vỉa nhưng càng về giai đoạn cuối của đời mỏ
thì nhịp độ suy giảm áp suất vỉa càng cao (xem hình 1.7).
Hình 1. 6. Biểu đồ thống kê sản lượng dầu khai thác và dự báo sản lượng khai thác
trong thời gian tới của Vietsovpetro
Hình 1. 7. Động thái áp suất vỉa trung bình của các giếng khoan khối Trung tâm
tầng Móng giai đoạn 2005-2011 [41]
0
3000
6000
9000
12000
15000
198
6
198
8
199
0
199
2
199
4
199
6
199
8
200
0
200
2
200
4
200
6
200
8
201
0
201
2
201
4
201
6
201
8
202
0
202
2
202
4
202
6
202
8
203
0
nghìn
tấn
/ n
ăm
Năm
25
Trong giai đoạn mỏ suy giảm sản lượng đã nảy sinh nhiều vấn đề phức tạp trong
thu gom dầu khí. Song song với việc suy giảm sản lượng khai thác là việc suy giảm
năng lượng vỉa của thân dầu, đây là tác nhân chính ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình
vận hành thu gom vận chuyển dầu của các cụm đường ống sử dụng năng lượng áp
suất đầu miệng giếng, mà hệ lụy của nó là việc không đảm bảo được năng lượng cho
vận chuyển dầu trong đường ống, dẫn đến không đảm bảo được vận tốc dòng chảy,
cũng như tạo cơ hội cho lắng đọng và tắc nghẽn đường ống.
Giai đoạn suy giảm sản lượng khai thác, cũng có nghĩa là lưu lượng dòng chảy
trong đường ống cũng sẽ suy giảm tương ứng. Những kết quả nghiên cứu trong phòng
thí nghiệm và mô phỏng điều kiện vận chuyển ở nhiệt độ và lưu lượng thấp trong
đường ống cho thấy, dầu chuyển động trong đường ống có tính chất lưu biến của chất
lỏng mô hình Bingham, bên trong đường ống dẫn dầu sẽ xuất hiện các vùng ứ đọng
paraffin “mềm” hoặc vùng “yên lặng” (dầu đông). Ở đoạn đầu của đường ống, khi
nhiệt độ trung bình của dầu còn cao và còn mang tính chất của chất lỏng Niu-tơn.
Tùy thuộc vào lưu lượng vận chuyển dòng chảy của dầu ở đây có thể ở chế độ chảy
rối, nghĩa là dầu chuyển dịch theo toàn bộ tiết diện của ống. Khi nhiệt độ trên thành
đường ống thấp hơn nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin, thì bên trong đường ống có thể
đã bắt đầu xuất hiện vùng lắng đọng paraffin “mềm”. Tuy nhiên, vận tốc lắng đọng
paraffin không đáng kể, nên bề dày của lớp lắng đọng paraffin được ghi nhận là nhỏ,
tức là vấn đề lắng đọng paraffin chưa đáng lo ngại. Trường hợp đường ống có kích
thước lớn, vận tốc dòng chảy thấp, dầu sẽ nhanh chóng bị nguội đi. Khi đạt đến nhiệt
độ tới hạn, dòng chảy sẽ chuyển sang chế độ chảy tầng và nhiệt độ dầu tại thành ống
có thể nhỏ hơn nhiệt độ trung bình của dòng chất lỏng 8-10oC. Theo thời gian, cấu
trúc không gian của vùng ứ đọng này dần trở nên bền vững và rất khó có thể bị đẩy
ra khỏi đường ống. Ở chế độ dòng chảy tầng của chất lỏng Bingham trong đường ống
không bọc cách nhiệt với lưu lượng thấp thì sự xuất hiện vùng ứ đọng là không tránh
khỏi. Bề dày vùng ứ đọng chất lỏng sẽ dần tăng lên, dẫn đến tiết diện ống bị thu hẹp
[4]. Như vậy, nguyên nhân của những phức tạp trong thu gom dầu nhiều paraffin
bằng đường ống không bọc cách nhiệt hay đường ống bọc cách nhiệt nhưng có chiều
26
dài lớn và có lưu lượng thấp như trong giai đoạn mỏ suy giảm sản lượng là sự hình
thành lớp lắng đọng paraffin và xuất hiện các vùng ứ đọng dầu đông với những độ
dày và chiều dài khác nhau. Khi vùng ứ đọng hình thành trong ống và dày lên theo
thời gian sẽ làm cho khả năng lưu thông của ống bị giảm đi đáng kể.
Ngoài ra, trong giai đoạn suy giảm sản lượng, hàm lượng nước trong sản phẩm
khai thác tăng cao, các giếng khai thác tự phun giảm dần và thay bằng các giếng khai
thác theo phương pháp cơ học (bơm điện chìm, gaslift,…) cũng gây nên những khó
khăn trong thu gom, vận chuyển và xử lý dầu. Cụ thể khi các giếng được chuyển sang
khai thác bằng phương pháp khí nén gaslift, sản phẩm ngậm nước của các giếng khai
thác thường tạo nên nhũ tương nghịch “nước trong dầu” rất bền vững. Khi hàm lượng
nước trong sản phẩm giếng tăng sẽ làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng [11], [15], [16].
Khi hỗn hợp này dịch chuyển trong ống khai thác hay hệ thống thu gom, vận chuyển
dầu làm cho mức độ pha trộn gia tăng, sự khuyếch tán của các hạt nước trong dầu
càng trở nên mạnh mẽ, độ nhớt của dầu tăng mạnh và dẫn đến sự gia tăng tổn hao áp
suất khi vận chuyển chúng bằng đường ống, áp suất trung bình trong hệ thống thu
gom sản phẩm khai thác trên mỏ tăng lên đáng kể.
Ngoài ra, việc áp dụng phương pháp khai thác bằng gaslift còn làm gia tăng độ
phân tán của pha nước, tạo điều kiện hình thành nhũ tương có độ ổn định cao. Nếu khi
khai thác dầu bằng phương pháp tự phun, các hạt nước trong hỗn hợp nhũ có kích thước
khoảng từ 20 μm đến 100 μm và phần lớn vào khoảng 60 -100 μm, thì khi khai thác
bằng cơ học gaslift, số lượng hạt của nhũ đã gia tăng đáng kể, các hạt nước thường có
kích thước từ 1 μm đến 20 μm, mà phần lớn nằm trong khoảng 1-5 μm. Do độ bền động
học của nhũ tương dầu-nước tỉ lệ nghịch với bình phương kích thước hạt nên khi khai
thác bằng phương pháp gaslift làm cho độ bền của nhũ thay đổi rất lớn. Để xử lý được
loại nhũ tương dầu-nước này cần phải thực hiện ở nhiệt độ cao hơn, không dưới 65oС
và định lượng hoá phẩm tách nước cũng lớn hơn [6]. Hình ảnh về nhũ tương dầu-nước
hình thành trong quá trình khai thác tự phun và gaslift được trình bày trên hình 1.8
và 1.9 [16], [17], [18].
27
Hình 1.8. Nhũ tương dầu-nước khai
thác bằng phương pháp tự phun
Hình 1.9. Nhũ tương dầu – nước khai
thác bằng phương pháp gaslift
1.3. Những sự cố điển hình trong quá trình vận hành hệ thống đường ống ngầm
thu gom dầu nội mỏ Bạch Hổ
- Sự cố tắc nghẽn đường ống MSP-1→FSO-1 (FSO Crưm):
Năm 1986, khi vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ bằng đường ống không bọc cách
nhiệt từ MSP-1 đến kho nổi chứa xuất dầu FSO Crưm, do nhiệt độ trong đường ống
giảm quá nhanh, mặc dù đường ống chỉ dài 1,6 km nhưng vẫn bị tắc nghẽn do dầu bị
đông trong đường ống và quá trình vận chuyển dầu đã phải tạm dừng [29], [42].
- Dừng đường ống thu gom dầu RP-1→RC-1→BT-7→ CPP-2:
Đường ống RP-1→RC-1→BT-7→CPP-2 có chiều dài 34km, có các cấp
đường kính khác nhau và không được bọc cách nhiệt với môi trường xung quanh,
được đưa vào hoạt động từ năm 1994 để vận chuyển dầu khai thác trên giàn RP-1 về
giàn CPP-2 mỏ Bạch Hổ (do vào thời điểm này trên khu vực mỏ Rồng chưa lắp đặt
FSO).
Năm 1996 giàn RC-2 đưa vào khai thác, dầu và khí được chuyển về giàn RP-
1 theo đường ống không bọc cách nhiệt RC-2 → RP-1 dài 20km. Dầu RC-2 khi đến
giàn RP-1 có nhiệt độ thấp, hòa trộn với dầu RP-1 vận chuyển đến CPP-2 sau 6 tháng
28
đã phải dừng khẩn cấp, nguyên nhân là do lắng đọng paraffin làm tiết diện thực của
đường ống bị bó hẹp, khả năng lưu chuyển bị hạn chế. Mỏ Rồng đã phải dừng khai
thác. Thời gian dừng đường ống từ năm 1996 đến năm 1998 [16], [42].
- Tăng áp suất trên đường bơm dầu từ giàn RP-1 đến FSO-3:
Tại khu vực mỏ Rồng, trong giai đoạn 2014-2015, sản phẩm khai thác từ các
giàn nhẹ RC-ĐM, RC-4, RC-5, RC-6 được thu gom về giàn RP-1 để tách khí sau đó
được bơm đi FSO-3 bằng đường ống không bọc cách nhiệt RP-1 → PLEM FSO-3
dài 5,8 km. Áp suất ở đoạn ống đứng tại RP-1 vào mùa hè là 12-17 atm, vào mùa
đông đạt tới 25 atm, còn khi tiến hành bơm rửa đường ống đồng thời với vận chuyển
dầu thì áp suất đạt đến 35 atm, trong khi đó áp suất đầu vào FSO-3 chỉ ở mức 5-7
atm. Độ chênh áp là 8-22 atm (hình 1.10). Nhiệt độ dầu khi vận chuyển giảm từ 35-
42oC xuống 30-35oC.
Áp s
uất,
atm
Thời gian, tháng
Hình 1.10. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu từ giàn RP-1 đến FSO-3
Từ tháng 1 đến tháng 3 năm 2015 có hiện tượng lắng đọng trong đường ống khi
vận chuyển dầu gây tăng độ tổn áp do nhiệt độ nước biển thấp làm tăng lượng chất
lắng đọng. Tổn áp trên tuyến ống tăng lên đến 15-20 atm. Theo kết quả tính toán, độ
dày trung bình của lớp lắng đọng vào khoảng 40 mm. Trong khi ở giai đoạn mùa hè
năm 2015 độ tổn áp vào khoảng 5-8 atm. Để tránh nguy cơ phải dừng đường ống vận
chuyển dầu RP-1 → FSO-3 (ảnh hưởng rất lớn đến kế hoạch khai thác dầu),
29
Vietsovpetro đã tăng tần suất bơm rửa đường ống, tăng lượng hóa phẩm hạ nhiệt độ
đông đặc bơm vào sản phẩm khai thác trên các giàn nhẹ RC nhưng tình hình không
được cải thiện đáng kể. Sau đó, dù thời tiết rất xấu nhưng tàu dịch vụ đã phải cập giàn
RP-1 để dùng dầu Diezen bơm rửa đường ống, khi đó hiện tượng tăng áp ở đường
vận chuyển dầu RP-1→ FSO-3 mới được khắc phục.
Nguyên nhân có thể gây ra sự lắng đọng ASPO trong ống thu gom là:
• Sự giảm nhiệt độ biển vào mùa đông;
• Sự tăng lên và nhét đầy các chất lắng đọng nhưng quá trình bơm rửa không
thể loại bỏ;
• Hóa phẩm hạ nhiệt độ điểm đông sử dụng chưa hợp lý (cả về định lượng
lẫn thời điểm bơm);
• Sự thay đổi tính chất lý- hóa của dầu.
Hiện nay dầu từ giàn RP-1 được bơm sang FSO-6.
- Sự cố tăng áp suất thu gom sản phẩm từ BK-14 về giàn công nghệ trung tâm
CPP-3:
Cụm giàn BT-7/BK-14 được lắp đặt ở phía Nam mỏ Bạch Hổ và được đưa vào
khai thác tháng 11/2010 đã góp phần ngăn chặn đà suy giảm sản lượng của
Vietsovpetro. Tuy nhiên, theo thống kê, đường ống thu gom sản phẩm BK-14 →CPP-
3 (dài 8,74km, đường kính Ø323,8x15,9mm, thể tích 586m3) xảy ra nhiều phức tạp
nhất trong số các đường ống ngầm thu gom dầu ở Vietsovpetro.
Trong giai đoạn mới đưa BT-7/BK-14 vào khai thác (năm 2011), sản lượng dầu
khai thác từ 3 giếng đầu tiên xấp xỉ 200 m3/ngày (hình 1.11). Do lưu lượng dầu vận
chuyển thấp hơn so với năng lực vận chuyển của đường ống nên trong nửa đầu năm
2011, để hạn chế lắng đọng paraffin trong đường ống, đã sử dụng condensate thu
được tại giàn nén khí trung tâm để bơm rửa đường ống thu gom dầu BK14 → CPP-3
(bơm rửa theo tuyến ống CCP→BK-2→BK-14→CPP-3). Tuy nhiên, áp suất vận
chuyển vẫn tăng từ 15 lên 17,5 atm. Vietsovpetro cũng đã điều chỉnh hàm lượng hóa
phẩm bơm vào dầu vận chuyển để hỗ trợ quá trình vận chuyển nhưng hiệu quả mang
lại không rõ rệt. Do đó, trong nửa cuối của năm 2011, Vietsovpetro đã tiến hành rửa
30
đường ống chuyển dầu BK-14 → CPP-3 bằng cách bơm thêm nước biển vào đường
ống đang vận hành để tẩy rửa lớp lắng đọng paraffin mềm bên trong thành đường ống
mà không cần dừng khai thác (giải pháp thay thế hệ thống phóng thoi định kỳ trong
đường ống với tần suất mỗi tuần 1 lần). Với giải pháp này, áp suất vận chuyển dầu
BK-14 → CPP-3 tương đối ổn định hơn nhưng vẫn có thời điểm áp suất tăng lên đến
17 atm [29], [42].
Sang đến quý II năm 2012, trên BT-7/BK-14 đưa vào khai thác thêm một số
giếng, sản lượng tăng lên mức xấp xỉ 600 m3/ngày, tần suất bơm rửa đường ống giảm
xuống 2 lần mỗi tháng). Đến nửa cuối năm 2012, các giếng mới trên BT-7/BK-14
đưa vào khai thác nâng sản lượng lên mức xấp xỉ 2000 m3/ngày, nên áp suất vận
chuyển dầu trên tuyến ống BK-14 → CPP-3 khá ổn định (hình 1.12).
Lư
u l
ượ
ng v
ận c
hu
yển
(m
3/n
gày
)
Áp s
uất
vận
ch
uyển
(at
m)
Hình 1.11. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai đoạn
sản lượng thấp
Năm 2013, khi đưa vào khai thác một số giếng mới của BK-16, BK GTC-1, áp
suất đường thu gom sản phẩm BK-14→CPP-3 tăng dần lên và ổn định trong thời gian
từ tháng 3 đến tháng 6/2013. Vào đầu tháng 7/2013, nhiệt độ sản phẩm vận chuyển
giảm xuống dưới 40oC (trước đó nhiệt độ dao động 42-47oC), cùng lúc áp suất vận
chuyển tăng dần lên, chênh áp giữa BK-14 và CPP-3 có thời điểm lên đến 25 atm
10
15
20
25
30
35
40
0
50
100
150
200
250
300
350
Lưu lượng Áp suất
31
(trước đó là 5-10 atm) (hình 1.13). Để hạn chế và tẩy rửa lắng đọng trong đường ống,
Vietsovpetro đã dùng nước bơm rửa (không dừng khai thác), tăng lượng hóa phẩm
hạ nhiệt độ điểm đông ở các giàn đầu nguồn,… nhưng không giải quyết được hiện
tượng tăng áp. Do đó buộc phải đóng bớt một số giếng có hàm lượng nước cao.
Tuyến đường ống này sau đó được dừng hẳn (sau khi chuyển dòng thu gom sản
phẩm theo hướng BK-14→BK-9→CPP-3). Từ ngày 15/10/2013 đến 01/11/2013,
đường ống được ngâm rửa bằng condensate bơm từ giàn CPP-2 (hình 1.14). Các mẫu
condensate thu được sau khi ngâm rửa được nghiên cứu bằng phương pháp sắc ký
khí để xác định thành phần hợp chất và hydrocacbon thông thường. Kết quả nghiên
cứu cho thấy, sau khi ngâm condensate trong ống trong 2 tuần thì:
• Khối lượng riêng của condensate tăng từ 713 kg/m3 lên 756-762 kg/m3.
• Thành phần của hợp chất cũng thay đổi, số lượng cao phân tử paraffin tăng lên
một cách đột biến. Trong đó, số lượng thành phần C12+ tăng từ 6,6% lên 23-25% khối
lượng.
Điều này chứng tỏ đã có một lượng lớn chất hữu cơ lắng đọng trong đường ống
làm thu hẹp đường kính gây nên hiện tượng tăng áp trên đường ống BK-14→CPP-3.
Lư
u l
ượ
ng
vận
ch
uy
ển (
m3/n
gày
)
Áp
su
ất v
ận c
hu
yển
(at
m)
Hình 1.12. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai
đoạn sản lượng trung bình
10
20
30
40
50
-1500
-325
850
2025
3200
Lưu lượng Áp suất
32
Lư
u l
ượ
ng v
ận c
huy
ển (
m3/n
gày
)
Áp
su
ất v
ận c
hu
yển
(at
m)
Hình 1.13. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai
đoạn sản lượng cao
BT-7
BK-14
FSO-4
CPP-3
CPP-2
Condensate
Dầu và condensate
Hình 1.14. Sơ đồ bơm rửa đường ống BK-14→CPP-3 bằng condensate
15
20
25
30
35
40
45
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Lưu lượng Áp suất
33
Như vậy có thể thấy rằng, những phức tạp xảy ra với đường ống thu gom sản
phẩm BK-14→CPP-3 rơi vào giai đoạn thu gom lưu lượng nhỏ, nhiệt độ sản phẩm
thấp (30-35oC). Đây cũng là tình trạng chung của các đường ống thu gom sản phẩm
nội mỏ của Vietsovpetro khi bước vào giai đoạn suy giảm sản lượng của mỏ, lưu
lượng vận chuyển thấp hơn nhiều so với công suất thiết kế. Bên cạnh đó, việc áp dụng
các giải pháp để đảm bảo quá trình thu gom dầu từ BK-14 về CPP-3 (bơm trộn
condensate, điều chỉnh lưu lượng hóa phẩm, bơm thêm nước biển để vận chuyển)
được tiến hành hoặc là định kỳ hoặc là khi nhận thấy áp suất vận chuyển tăng lên mới
thực hiện nên hiệu quả chưa cao (có giai đoạn áp suất vận chuyển tăng cao chỉ vài
ngày sau khi bơm rửa đường ống, điều này có thể giải thích là do thời điểm xử lý
chưa thích hợp) [5], [6], [42].
1.4. Tổng quan các công trình nghiên cứu về thu gom dầu tại mỏ Bạch Hổ
Vận chuyển dầu có hàm lượng paraffin cao bằng đường ống trên một quãng
đường dài với lưu lượng luôn thay đổi ở nhiệt độ môi trường thấp hơn nhiệt độ đông
đặc của dầu là một thách thức lớn đối với các công ty khai thác dầu khí. Vì vậy, trên
thế giới và trong khu vực đã có nhiều công trình nghiên cứu về vấn đề này. Tuy nhiên,
từ các kết quả nghiên cứu cũng như kinh nghiệm thực tiễn cho thấy việc áp dụng đơn
thuần các giải pháp đơn lẻ thường không mang lại hiệu quả tích cực, đồng thời các
giải pháp truyền thống trên thế giới trong lĩnh vực vận chuyển dầu tùy thuộc vào đặc
thù từng thời kỳ xây dựng và phát triển không có điều kiện áp dụng rộng rãi tại
Vietsovpetro. Chính vì vậy tác giả chỉ tập trung phân tích các nghiên cứu được thực
hiện trong và ngoài nước cho đối tượng dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ mà không đề
cập đến các nghiên cứu cho các đối tượng dầu khác trên thế giới.
Với tính chất dầu rất đặc trưng, dầu thô khai thác từ mỏ Bạch Hổ đã thu hút
nhiều nhà khoa học quan tâm nghiên cứu. Nhiều công trình khoa học đã nghiên cứu
về dầu Bạch Hổ và các vấn đề liên quan trong quá trình khai thác, thu gom, vận
chuyển, xử lý. Một số công trình tiêu biểu như:
a) Cụm công trình: “Nghiên cứu, phát triển và hoàn thiện công nghệ thu gom,
xử lý, vận chuyển dầu thô trong điều kiện đặc thù của các mỏ Liên doanh Việt – Nga
Vietsovpetro và các mỏ kết nối trên thềm lục địa nam Việt Nam”, Giải thưởng Hồ Chí
Minh về Khoa học – Công nghệ năm 2016
34
Trên cơ sở nghiên cứu công phu và khoa học, các tác giả đã cải tiến, đổi mới
và sáng tạo ra công nghệ thu gom, xử lý và vận chuyển dầu thô nhiều paraffin ở ngoài
khơi bằng đường ống, áp dụng cho các mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng, khác biệt so với
công nghệ truyền thống xử lý, vận chuyển dầu đang được sử dụng trên thế giới. Kết
quả đã bổ sung và làm phong phú thêm công nghệ vận chuyển dầu trên thế giới, đó
là:
- Giải pháp sử dụng CROMPIC (hóa phẩm dùng trong dung dịch khoan sử dụng ở
Vietsovpetro) để xử lý dầu và vận chuyển thành công bằng đường ống không bọc
cách nhiệt từ giàn cố định (MSP-1) đến tàu chứa xuất dầu (FSO);
- Hình thành công nghệ vận chuyển dầu và khí bằng đường ống ở điều kiện nhiệt độ
thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu, đã làm thay đổi căn bản công nghệ truyền
thống vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ở điều kiện ngoài khơi;
- Nghiên cứu và phát triển thành công giải pháp vận chuyển dầu bão hòa khí bằng
cách sử dụng thiết bị tách khí sơ bộ (UPOG), giảm thiểu khả năng hình thành các
nút lỏng – khí trong hệ thống xử lý, giảm tổn hao áp suất vận chuyển, tăng sản
lượng giếng. Từ đây cho phép chuyển đổi mô hình xây dựng mỏ từ xây dựng giàn
cố định (MSP) thành xây dựng giàn nhẹ (BK/RC), đem lại hiệu quả kinh tế to lớn;
- Giải pháp sử dụng địa nhiệt của giếng dầu để xử lý thành công dầu nhiều paraffin
có nhiệt độ thấp ở các mỏ của Vietsovpetro và các mỏ kết nối để vận chuyển bằng
đường ống đi xa an toàn;
- Giải pháp sử dụng condensate có sẵn ở mỏ, thay thế dung môi truyền thống, hòa
trộn với dầu nhiều paraffin, tăng khả năng lưu chuyển để vận chuyển dầu từ mỏ
Rồng sang Bạch Hổ;
- Giải pháp bơm nước biển vào đường ống đang vận hành để tẩy rửa lớp lắng đọng
paraffin mềm trong đường ống (thay thế hệ thống phóng thoi), phục hồi khả năng
lưu thông đường ống mà không cần dừng khai thác.
35
b) Công trình “Nghiên cứu hoàn thiện công nghệ xử lý và vận chuyển dầu
nhiều paraffin, độ nhớt cao trong khai thác dầu khí tại thềm lục địa phía Nam Việt
Nam” của tác giả Phùng Đình Thực, Hà Nội năm 1995 [14]
Mục đích nghiên cứu của công trình là hoàn thiện công nghệ xử lý và vận
chuyển dầu nhiều paraffin độ nhớt cao theo đường ống ngầm tại các khu mỏ thuộc
thềm lục địa phía Nam Việt Nam trong điều kiện nhiệt độ đáy biển thấp hơn nhiệt độ
đông đặc.
Công trình đã tập trung giải quyết các nội dung sau:
- Hoàn thiện phương pháp nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu nhiều paraffin độ
nhớt cao trong điều kiện Việt Nam;
- Nghiên cứu vận chuyển dầu nhiều paraffin đã tách khí ở điều kiện biển;
- Đánh giá khả năng vận chuyển hỗn hợp dầu – khí ở điều kiện nhiệt độ dưới nhiệt
độ đông đặc;
- Xác định áp suất tái khởi động và thời gian dừng bơm an toàn cho hệ thống đường
ống ngầm dưới biển trong quá trình bơm dầu không liên tục.
c) Công trình “Hoàn thiện hệ thống vận chuyển sản phẩm dầu khí của các giếng
dầu ngoài khơi” (Совершенствование системы транспорта
нефтегазовой продукции скважин шельфовых месторождений) của tác
giả Nguyễn Phan Phúc, Maxcơva (Nga) năm 1999 [40].
Mục đích nghiên cứu của công trình là hoàn thiện hệ thống vận chuyển sản
phẩm dầu khí của các mỏ ở thềm lục địa Việt Nam trên cơ sở của việc nghiên cứu
các đặc tính lưu biến của dầu nhiều paraffin và nghiên cứu các quy luật chuyển động
của hỗn hợp khí-lỏng trong đường ống ngầm.
Nội dung nghiên cứu chính của công trình bao gồm:
- Nghiên cứu tính lưu biến của dầu tách khí và dầu bão hòa khí trong khoảng nhiệt
độ và áp suất đặc trưng cho điều kiện vận chuyển bằng đường ống ngầm;
- Xem xét sự ảnh hưởng tính lưu biến của dầu thô đến việc tính toán áp lực hỗn hợp
dầu khí trong đường ống ngầm;
- Lập luận các phương án thu gom sản phẩm từ giếng tại mỏ Bạch Hổ.
36
d) Công trình “Hoàn thiện công nghệ thu gom, xử lý và vận chuyển dầu có nhiệt
độ đông đặc cao ở các mỏ của Vietsovpetro (Совершенствование
технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих
нефтей месторождений СП «Вьетсовпетро») của tác giả Nguyễn Thế
Văn, UFA (Nga) năm 2011 [36]
Công trình nhằm mục đích nghiên cứu hoàn thiện công nghệ thu gom, xử lý
và vận chuyển dầu có nhiệt độ đông đặc cao tại các mỏ dầu khí thuộc Vietsovpetro.
Nội dung nghiên cứu chính của công trình bao gồm:
- Phân tích điều kiện vận hành hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu, khảo sát
quá trình hình thành lắng đọng asphalten-nhựa-paraffin trong đường ống vận
chuyển, cần ống khai thác và hệ thống công nghệ tại Vietsovpetro;
- Thiết lập mô hình toán học mô phỏng sự hình thành lắng đọng asphalten-nhựa-
paraffin trong hệ thống đường ống vận chuyển dầu thô được bọc cách nhiệt;
- Nghiên cứu hiệu quả hóa phẩm nhằm ngăn ngừa hình thành lắng đọng asphalten-
nhựa-paraffin trong điều kiện phòng thí nghiệm;
- Thử nghiệm công nghiệp nhằm đánh giá sự hình thành lắng đọng asphalten-nhựa-
paraffin trong hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu thô;
- Xem xét giải pháp công nghệ vận chuyển dầu không sử dụng bơm nhằm mục đích
giảm sự hình thành lắng đọng asphalten-nhựa-paraffin trong điều kiện nhiệt độ sản
phẩm thấp.
Tóm lại, các công trình nghiên cứu trên chủ yếu đi sâu vào:
- Nghiên cứu, đề xuất giải pháp hoàn thiện công nghệ thu gom, xử lý và vận chuyển
dầu tại thời điểm mà sản lượng khai thác và năng lượng vỉa của mỏ Bạch Hổ còn
cao, dầu khai thác chủ yếu bằng phương pháp tự phun, chưa sử dụng phương pháp
khai thác cơ học;
- Nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu được tiến hành chung cho cả mỏ mà chưa
phân chia ra từng khu vực với các tính chất dầu đặc trưng khác biệt để từ đó lựa
chọn ra các hóa phẩm chuyên biệt và hàm lượng tối ưu để xử lý đạt hiệu quả cao
nhất.
37
Bên cạnh đó, nhiều vấn đề vẫn chưa được làm sáng tỏ và còn bỏ ngỏ, như:
- Bản chất động học của một đối tượng cụ thể trong hệ thống đường ống ngầm thu
gom dầu và khí, làm cơ sở lựa chọn chế độ công nghệ phù hợp trong vận hành
đường ống ngầm thu gom dầu khí tại một khu vực để từ đó nhân rộng cho các khu
vực khác trong mỏ Bạch Hổ;
- Nghiên cứu bản chất thủy động học của thống đường ống ngầm thu gom hỗn hợp
dầu khí để dự báo các vấn đề phức tạp có thể xảy ra, nhằm có các giải pháp phù
hợp để ngăn ngừa các sự cố có thể xảy ra cho hệ thống;
- Tổ hợp những nhóm các giải pháp công nghệ cụ thể vào quá trình vận hành hệ
thống đường ống thu gom vận chuyển dầu trong điều kiện suy giảm sản lượng của
mỏ Bạch Hổ.
Kết luận
Từ những đánh giá và phân tích trên cho phép đưa ra một số kết luận sau:
- Hệ thống đường ống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu có tính đồng bộ không
cao, cũng như chưa tương thích với tính chất lưu biến của dầu khu vực mỏ Bạch
Hổ;
- Trong quá trình khai thác mỏ Bạch Hổ ở giai đoạn cuối với sản lượng dầu
suy giảm mạnh, đã xuất hiện những tác nhân mới gây nhiều phức tạp và khó khăn
cho quá trình thu gom, xử lý và vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm;
- Đã có nhiều công trình khoa học nghiên cứu về các đặc tính lý – hoá của dầu
và các giải pháp công nghệ xử lý trong vận chuyển dầu nhiều paraffin tại
Vietsovpetro, phù hợp với điều kiện thực tiễn ở giai đoạn phát triển của mỏ khi sản
lượng khai thác, cũng như năng lượng vỉa còn cao, mà chưa có công trình nào nghiên
cứu đánh giá trạng thái thủy động lực học của hệ thống đường ống làm cơ sở khoa
học cho việc đề xuất và lựa chọn các giải pháp công nghệ phù hợp cho giai đoạn sản
lượng dầu khai thác của mỏ suy giảm mạnh;
38
CHƯƠNG 2
NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI THỦY ĐỘNG LỰC HỌC
HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN
MỎ BẠCH HỔ
Trong vận chuyển hỗn hợp các chất lưu (dầu, khí, nước) không đồng nhất bằng
đường ống thường xuất hiện các xung động về áp suất và lưu lượng bên trong. Hiện
tượng này gây ra mức độ phức tạp khác nhau trong quá trình vận chuyển dầu và khí
như: tính chất lưu biến của chất lưu trong đường ống thay đổi theo nhiệt độ và áp
suất, tổn hao áp suất lớn, quá trình điều khiển hệ thống thu gom, vận chuyển dầu bị
hỗn loạn. Đây cũng chính là nguyên nhân cơ bản gây ra những phức tạp trong kiểm
soát và điều khiển các quá trình vận hành đường ống dẫn dầu ở ngoài khơi. Trong
nhiều trường hợp có thể gây ra sự cố ở giàn khoan, thậm chí còn phá hỏng cả hệ thống
đường ống và hệ thống thu gom dầu khí. Trong khi đó, với điều kiện phức tạp của
thực tế mỏ, lượng thông tin thực tế rất ít sẽ gây khó khăn cho việc điều khiển các quá
trình thủy động lực học bên trong đường ống ngầm.
Việc phân tích chính xác các xung động nói trên sẽ cho phép xác định những
thay đổi bên trong đường ống, từ đó dự đoán và điểu khiển chúng theo hướng an toàn
và có lợi hơn. Tuy nhiên, khi tiếp cận, đánh giá các xung động về áp suất và lưu lượng
bên trong đường ống vận chuyển dầu bằng những lý thuyết cổ điển bộc lộ những hạn
chế nhất định trong môi trường thiếu thông tin.
Để nâng cao độ tin cậy, cũng như đưa ra được những giải pháp công nghệ phù
hợp trong quá trình vận hành hệ thống đường ống ngầm thu gom dầu khí ngoài khơi
đòi hỏi phải đưa vào ứng dụng những phương pháp với cách tiếp cận mới trong nghiên
cứu và đánh giá đối tượng nghiên cứu.
2.1. Cơ sở lựa chọn tuyến ống BK-14/BT7 – CPP-3 làm đối tượng nghiên cứu
đại diện
39
Việc lựa chọn tuyến đường ống làm đối tượng nghiên cứu đại diện cho toàn
bộ hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ được dựa trên
các tiêu chí cơ bản sau:
- Các thông số công nghệ có độ chính xác và độ tin cậy cao;
- Điều kiện làm việc của tuyến đường ống phản ánh đúng bản chất của đối
tượng cần nghiên cứu;
- Số liệu công nghệ lưu trữ đầy đủ và phong phú.
BT-7
BK-14
CPP-3
1.3 km
8,74 km 6,7 km
FSO-1
BK-9
Hình 2.1. Sơ đồ đường vận chuyển sản phẩm BK-14/BT-7
Xem xét tất cả các cụm đường ống đang làm việc trong khu vực nội mỏ Bạch
Hổ, chỉ có tuyến đường ống ngầm từ BK-14/BT7 về giàn Công nghệ Trung tâm số 3
(CPP-3) thỏa mãn được 3 tiêu chí cơ bản trên. Cụ thể, giàn nhẹ BK-14/BT7 mới được
đưa vào khai thác tháng 11 năm 2010. Đây là công trình có cấu trúc đặc biệt bao gồm
2 khối: giàn đầu giếng BT-7 và giàn nhẹ BK-14 liên kết với nhau qua cầu dẫn. Sản
phẩm khai thác trên BK-14/BT-7 được vận chuyển về giàn CPP-3 theo đường ống
ngầm có đường kính Ø323,8x15,9mm, dài 8740m, thể tích ống 586m3 (hình 2.1).
40
Dầu ở đây có tính chất phức tạp. Trong thời gian từ năm 2011 đến năm 2013, lưu
lượng sản phẩm khai thác vận chuyển qua đường ống thay đổi trong khoảng rất rộng,
từ 180m3/ngày lên đến 4647m3/ngày nên thuận tiện để nghiên cứu trạng thái động lực
học đường ống ở nhiều chế độ lưu lượng vận chuyển khác nhau. Trong đó, chế độ
vận chuyển ở khoảng lưu lượng thấp phần nào phản ánh đúng với giai đoạn suy giảm
sản lượng [41], [42].
Bên cạnh đó, giàn BK-14 là giàn nhẹ thuộc thế hệ mới nên có đầy đủ các trang
thiết bị đo đếm có độ tin cậy và chính xác cao, ghi nhận và lưu trữ một cách đầy đủ
các thông số công nghệ.
Từ những lý do nêu trên, cụm đường ống vận chuyển dầu BK-14 → CPP-3
cùng chất lưu vận chuyển được lựa chọn nghiên cứu để làm sáng tỏ bản chất động
học một đối tượng cụ thể trong hệ thống đường ống ngầm thu gom dầu, làm cơ sở lựa
chọn chế độ công nghệ phù hợp trong vận hành đường ống ngầm thu gom dầu tại một
khu vực để từ đó nhân rộng cho các khu vực khác trong mỏ Bạch Hổ.
2.2. Nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu và lưu chất khai thác ở khu vực BK14
2.2.1. Nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu
2.2.1.1. Nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu thô khai thác của mỏ Bạch Hổ theo
thời gian phát triển mỏ
Trong công tác thu gom, xử lý và vận chuyển dầu khai thác của mỏ Bạch Hổ,
công việc nghiên cứu và xác định tính chất lưu biến, cũng như các thành phần chính
trong sản phẩm khai thác luôn được thực hiện thường xuyên và được cập nhật đầy đủ
làm cơ sở tính toán và xác định những giải pháp công nghệ phù hợp trong quá trình
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu. Do đặc thù của quá trình khai thác và phát triển
mỏ, theo thời gian, những thành phần nhẹ trong sản phẩm khai thác thường xuất hiện
nhiều ở giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ, nên tính chất lưu biến của dầu cũng
thay đổi theo thời gian. Số liệu chi tiết về sự thay đổi thành phần và tính chất hóa lý
của dầu mỏ Bạch Hổ theo thời gian được trình bày trong bảng 2.1 [42], và được phân
theo đối tượng khai thác với mốc thời gian cứ mỗi 10 năm. Kết quả nghiên cứu này
41
cho thấy rõ mặc dầu khối lượng riêng của dầu không thay đổi nhiều nhưng tính chất
lưu biến của nó có sự thay đổi khá rõ nét theo chiều hướng tăng lên theo thời gian.
Cụ thể sau 10 năm giá trị độ nhớt ở 50oС đã có sự thay đổi từ 10,35 Mpa.s lên 11,12
Mpa.s đối với dầu của đối tượng khai thác Mioxen dưới. Sau 10 năm tiếp theo, giá trị
này đã tăng lên 12,4 Mpa.s. Tức là sau 20 năm, giá trị độ nhớt của dầu ở nhiệt độ
50oС đã tăng thêm 19,8% [13], [14], [16], [17].
Hình 2.2. Sự thay đổi đặc tính lưu biến của dầu khai thác ở thân dầu Mioxen Dưới
theo thời gian
Tương tự như dầu khai thác ở đối tượng Mioxen dưới, giá trị độ nhớt của dầu
tầng Móng ở nhiệt độ 50oС cũng tăng 48,8%. Nhiệt độ đông đặc của dầu ở các đối
tượng khai thác khác nhau cũng thay đổi theo chiều hướng tăng lên. Ở Mioxen dưới,
giá trị nhiệt độ đông đặc của dầu tăng 13,6%, còn dầu ở tầng Oligoxen dưới tăng
11,4% và dầu tầng Móng là 5,7%. Nếu xét đến thành phần paraffin của dầu, có thể
thấy rằng theo thời gian khai thác, giá trị của hàm lượng paraffin đã tăng từ 18,7%
lên 19,08% sau 10 năm và tăng tiếp lên 21,1% vào năm 2015 (hình 2.2). Đối với dầu
tầng Móng cũng có xu hướng tương tự như dầu tầng Mioxen dưới, năm 1995 giá trị
0
1
2
3
4
5
6
7
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
1995 2005 2015
Độ n
hớ
t động l
ực,
MP
a.s
Nh
iệt
độ
đô
ng đ
ặc,
oC
Hàm
lư
ợng p
araf
fin, %
KL
Năm
Nhiệt độ đông đặc Hàm lượng parafin Độ nhớt
42
của hàm lượng paraffin là 22,06% đến năm 2015 là 26,8%, sau 20 năm giá trị này đã
tăng thêm 6,74% [2], [42].
Bảng 2.1. Tính chất lưu biến của dầu mỏ Bạch Hổ biến đổi theo thời gian
Năm 1995 2005 2015
Đối tượng Mioxen
dưới
Oligoxen
dưới Móng
Mioxen
dưới
Oligoxen
dưới Móng
Mioxen
dưới
Oligoxen
dưới Móng
Khối lượng riêng
ở 20oС, g/сm3 863,7 832,7 833,6 869,6 835,2 835,8 861,5 833,7 833,4
Độ nhớt ở 50oС,
Mpa.s 10,35 4,01 4,092 11,12 5,21 5,56 12,4 5,89 6,09
Nhiệt độ đông
đặc, oС 29,5 31,5 33,0 30,0 33,7 34,6 33,5 35,1 34,9
Nhiệt độ bão hòa
paraffin trong
dầu, oС
55 57,5 59,1 56,1 57,1 56,8 55,5 57,4 57,3
Hàm lượng
paraffin, % KL. 18,7 19,4 22,06 19,08 25,05 26,82 21,1 26,8 26,8
Tổng hàm lượng
Asphalten &
nhựa, % KL.
11,7 4,68 3,45 12,76 2,85 2,29 12,15 2,41 2,04
Hàm lượng lưu
huỳnh, % KL. 0,107 0,041 0,040 0,091 0,030 0,021 0,095 0,044 0,041
Nhiệt độ sôi ban
đầu, oС 72,8 86,3 86 98,4 95,6 106,2 63 78,1 78,6
Thành phần phân đoạn, % thể tích:
- đến 100oС 3,3 0,7 1,0 0,2 0,5 0,4 1,9 0,9 1,1
- đến 150oС - 4,7 5,9 6,0 8,0 6,2 10,1 8,5 8,2
- đến 200oС 16,9 16,8 15,3 14,7 18,6 17,7 16,7 17,8 17,6
- đến 250oС - 25 26,1 23,1 29,3 28,7 24 28,0 27,6
- đến 300oС 31,3 37,2 37,5 31,6 40 39,8 38,1 38,7 38,5
43
Tương tự như vậy đối với các giá trị lý hóa khác, kết quả nghiên cứu cho thấy
rõ xu hướng xấu dần ở tất cả các đối tượng khai thác, đây chính là một trong những
nguyên nhân quan trọng làm cho mức độ phức tạp tăng cao trong quá trình thu gom,
xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống ngầm sau một thời gian dài khai thác của
mỏ. Việc áp dụng những giải pháp công nghệ trong thu gom dầu bằng đường ống ở
những giai đoạn đầu khai thác sẽ không còn phù hợp và hiệu quả cho những giai đoạn
tiếp theo, điều này đòi hỏi phải có những nghiên cứu chi tiết tức thời và chính xác đối
với sự biến đổi tính chất lưu biến của dầu nhằm làm cơ sở cho việc định hướng và đề
xuất các giải pháp công nghệ-kỹ thuật phù hợp tương thích với điều kiện cụ thể tại
thời điểm nghiên cứu [14], [17], [42].
Bảng 2.2. Tính chất lý hóa của dầu khai thác ở khu vực BK-14
Giếng số 1218X 1206X 17X
Đối tượng Mioxen dưới Oligoxen trên Móng
Ngày lấy mẫu 04/03/2013 02/06/2013 04/03/2013
Khối lượng riêng ở 20oС, g/сm3 0,8678 0,879 0,8294
Hàm lượng nước, % thể tích. 0,0 0,0 0,5
Hàm lượng muối clo, mg/l 11 10 14
Hàm lượng tạp chất cơ học, % KL 0,008 0,301 0,16
Nhiệt độ đông đặc, oС 34,5 38,5 34,5
Khối lượng phân tử, g/mol 285,9 362,1 225,0
Độ nhớt, mm2/s:
- ở 50oС 14,67 27,57 6,3
- ở 70oС 7,66 16,62 3,28
Hàm lượng tro, % KL. 0,0 0,0 0,0
Hàm lượng lưu huỳnh, % KL. 0,1 0,1 0,0
Hàm lượng paraffin, % KL. 21,2 28,3 24,3
Nhiệt độ kết tinh paraffin, oС 60,5 60,5 57,5
44
2.2.1.2. Tính chất lý hóa của dầu khai thác ở khu vực BK-14
Kết quả nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu khai thác từ các đối tượng khác
nhau ở khu vực BK-14 được trình bày chi tiết trong bảng 2.2. Từ số liệu của bảng 2.2
có thể thấy rằng, tính chất dầu của các đối tượng khai thác dầu khác nhau có những
tích chất lưu biến khác nhau, cụ thể đối với dầu khai thác từ Oligoxen trên có khối
lượng riêng cao nhất, hàm lượng tạp chất cơ học chiếm tỷ lệ khá cao. Chính vì vậy
mà nhiệt độ đông đặc cũng cao hơn so với dầu khai thác ở các đối tượng khác.
Tổng hàm lượng Asphalten, nhựa, % KL 11,4 11,7 3,5
Hàm lượng cốc, % KL. 3,5 5,2 0,6
Nhiệt độ sôi ban đầu, oС 87,0 66,0 73,2
Thành phần phân đoạn, % thể tích.:
- đến 100oС 0,5 1,0 1,1
- đến 150oС 7,0 5,5 8,5
- đến 200oС 13,5 10,5 18,7
- đến 250oС 21,0 16,5 29,3
- đến 300oС 28,5 23,5 39,4
- đến 350oС 42,5 36,5 54,4
Hình 2.3. Thiết bị xác định nhiệt độ
đông đặc của dầu HCP-852 Hình 2.4. Thiết bị Viscotester VT-550
45
Tính chất cơ lý của dầu Oligoxen trên cũng khác biệt so với dầu ở các đối tượng
khác, cụ thể nhiệt độ đông đặc của dầu tầng Oligoxen là 38,5oС, trong khi dầu của
tầng Mioxen và tầng Móng là 34,5oС. Tương tự đối với độ nhớt ở 50oС, 70oС và hàm
lượng paraffin dầu của tầng Oligoxen trên cũng cao hơn rất nhiều [15], [42]. Thiết bị
MP-852 (hình 2.3) được sử dụng để xác định nhiệt độ đông đặc, máy đo độ nhớt
Viscotester VT-550 của hãng Hakke (hình 2.4) được điều khiển thông qua máy tính
bởi phần mềm Rheowin.
2.2.2. Nghiên cứu tính chất lưu biến của lưu chất khai thác ở khu vực BK-14
2.2.2.1. Nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu có nước
Sự xuất hiện của nước trong dầu là tác nhân làm cho tính chất lưu biến của dầu
thay đổi đáng kể và có xu hướng xấu đi. Khi hàm lượng nước trong dầu tăng, các tính
chất lý hóa của hỗn hợp cũng thay đổi theo chiều hướng phức tạp hơn. Chẳng hạn,
đối với dầu khô (không có nước) của tầng Móng ở các mỏ của Vietsovpetro, cấu trúc
mạng tinh thể paraffin bắt đầu hình thành ở nhiệt độ 35-36oC. Nhưng nếu hàm lượng
nước trong dầu vượt quá 15% thì quá trình đó lại bắt đầu ở nhiệt độ cao hơn, từ 40-
45oC [11], [13], [17].
Mục đích của các nghiên cứu thí nghiệm tính lưu biến của nhũ tương dầu nước
là xác định ảnh hưởng của hàm lượng nước lên các tính chất lưu biến của nhũ tương
ở các nhiệt độ khác nhau và xác định điểm chuyển pha.
Việc tạo và nghiên cứu các mẫu nhũ tương dầu-nước để thí nghiệm mô phỏng
điều kiện thực tế khai thác mỏ trong nhiều trường hợp gặp rất nhiều khó khăn như:
điều kiện tạo mẫu, thiết bị thí nghiệm v.v…, tất cả các yếu tố đó đều ảnh hưởng đến
độ chính xác của kết quả nghiên cứu, và thậm chí đôi khi còn có thể dẫn đến sai số
khá lớn. Ảnh hưởng đồng thời của khí hòa tan và nước đến các thông số lưu biến của
dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ rất phức tạp, và hầu như cho đến nay về vấn đề này
vẫn chưa có công trình nào được công bố.
Mẫu nhũ tương dầu-nước tạo trong phòng thí nghiệm nhờ vào máy khuấy.
Mẫu nhũ có hàm lượng nước nhất định được bão hòa khí ở các mức độ khác nhau
46
bằng thiết bị chuyên dụng PVT. Sau đó, các thông số lưu biến của mẫu nhũ tương
dầu-nước được xác định trên máy đo độ nhớt của hãng Hakke Viscotester VT-550.
Thách thức trong trường hợp này là khả năng tách nước ra từ mẫu nhũ dầu bão hòa
khí.
Nhũ tương được hình thành khi khuấy trộn các chất lưu không hòa tan với nhau,
là các hệ không ổn định nhiệt động, luôn có xu hướng kết dính để làm giảm lực căng
bề mặt các pha và cuối cùng là phân lớp. Vì nhũ tương dầu nước là các hệ không bền,
do đó để thu được các kết quả chính xác trong thời gian đo thì các tính chất của chúng
phải không được thay đổi [15].
Các nghiên cứu được thực hiện trên dầu không nước và nhũ tương dầu-nước
với hàm lượng nước tăng dần từ 50% đến 75% (kết quả được trình bày trong hình
2.5). Hàm lượng nước trong nhũ tương nghiên cứu tăng dần tới hàm lượng cao cho
phép xác định tối ưu mối quan hệ tính chất lưu biến của hệ nhũ tương dầu – nước
trước và sau thời điểm chuyển pha (khoảng 60 -70 %).
Hình 2.5. Đồ thị biểu diễn tương quan giữa độ nhớt động lực và nhiệt độ của dầu
BK-14
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
10 20 30 40 50 60
Độ n
hớ
t động l
ực,
mP
a.s
Nhiệt độ, oC
BK14-65 % nước
BK14-60 % nước
BK14-55 % nước
BK14-50 % nước
BK14-70 % nước
BK14-75 % nước
47
Kết quả nghiên cứu [17], [42] cũng cho thấy, khi hàm lượng nước trong dầu
vượt quá 15%, độ nhớt động lực và ứng suất trượt động của nhũ tương dầu-nước bắt
đầu tăng một cách đáng kể. Để diễn tả sự phụ thuộc giữa hàm lượng nước và các tính
chất lưu biến của dầu, nhiều nhà khoa học đã đưa ra mối tương quan tổng quát giữa
độ nhớt hiệu dụng và hàm lượng nước trong dầu. Mặc dù vậy, kết quả đạt được chỉ
có tính chất tương đối và áp dụng cụ thể cho từng loại dầu. Các nghiên cứu được tiến
hành trên mẫu nhũ tương dầu – nước thí nghiệm, mô phỏng tối đa theo điều kiện thực
tế ngoài mỏ. Dầu lấy từ các giếng của tầng Móng mỏ Bạch Hổ được khuấy trộn cùng
nước vỉa nhờ máy khuấy và sau đó được gia nhiệt ở nhiệt độ 65oC. Sau khi tạo được
mẫu nhũ như yêu cầu, việc xác định các thông số lưu biến được thực hiện trên nhớt
kế Viscotester VT-550. Kết quả đo được trình bày ở bảng 2.3 và hình 2.6.
Hình 2.6. Mối tương quan giữa độ nhớt động lực dầu và hàm lượng nước
Từ bảng 2.3 và hình 2.6 cho thấy: Hàm lượng nước trong dầu càng tăng thì độ
nhớt động lực và ứng suất trượt động của nhũ càng lớn, như vậy khả năng lưu vận
chuyển của dầu trong đường ống càng khó khăn. Bên cạnh đó, sự xuất hiện nước
trong dầu còn tạo nên nhiều nguy cơ khác như: hiện tượng ăn mòn kim loại do nước
tiếp xúc với bề mặt bên trong đường ống. Kết quả nghiên cứu trên cũng cho phép xác
định được điểm chuyển pha của nhũ tương dầu nước [2], [7], [9].
0.0000
200.0000
400.0000
600.0000
800.0000
1000.0000
1200.0000
1400.0000
40 45 50 55 60 65 70 75 80
Độ n
hớ
t động l
ực,
mP
a.s
Hàm lượng nước, %
48
Như trên hình 2.6, khi hàm lượng nước trong dầu vượt quá 65%, độ nhớt và
ứng suất trượt động của nhũ tương dầu-nước giảm đột ngột, chứng tỏ nhũ tương dạng
nghịch “nước trong dầu” đã chuyển sang nhũ tương dạng thuận “dầu trong nước”.
Bảng 2.3. Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu nước
T, oC Độ nhớt động lực của dầu ở các hàm lượng nước khác nhau; mPa.s
0% 10% 30% 40% 60% 68% 73% 82%
50 5,0 7 11 22 52 57 55 53
40 5,4 8 18 32 142 253 197 156
35 11 71 54 180 450 671 617 283
30 127 325 323 575 881 1111 1213 491
26 481 725 1120 1482 1635 1782 1563 616
Ứng suất trượt động, (Pa)
40 0 0,2 0,4 0,7 1,8 2,6 2,3 1,2
35 0 2,3 3,4 3,5 4,2 5,7 4,5 1,5
30 4.2 9,8 5,8 6,6 9,0 9,2 7,5 6,2
26 16,6 18,1 25,0 26,7 33,1 35,6 14,2 8,4
Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của nước đến các đặc tính lưu biến của dầu cho
phép điều chỉnh hợp lý quá trình vận chuyển dầu bằng đường ống. Chẳng hạn, vận
chuyển dầu có hàm lượng nước lớn hơn 65% sẽ tạo điều kiện cho pha nước tiếp xúc
với bề mặt của đường ống và dẫn đến nguy cơ ăn mòn. Nếu ngược lại, tuy có hy vọng
sẽ tránh được hiện tượng này, nhưng tổn hao áp suất bơm dầu lại lớn.
2.2.2.2. Nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu BK-14 bão hòa khí
Những tính chất lưu biến thông thường được xác định trên những mẫu dầu đã
tách khí. Trong khi đó, thực tế dầu khai thác tại mỏ với những mức độ bão hòa khí
khác nhau được thu gom, vận chuyển bằng đường ống đến các trạm xử lý. Vì vậy,
việc nghiên cứu ảnh hưởng của khí hòa tan trong dầu ở các áp suất khác nhau lên tính
49
chất lưu biến của dầu sẽ cho phép đánh giá mức độ cải thiện nó và khả năng lưu thông
trong đường ống. Những nghiên cứu ở phòng thí nghiệm về ảnh hưởng của khí đến
tính chất lưu biến của dầu thô thể hiện rõ nhất ở trạng thái phi Niu-tơn của dầu [1],
[15], [17], [26], [34]. Mức độ bão hòa khí ở các áp suất khác nhau được đánh giá
bằng lượng khí hòa tan hay thể tích chênh lệch lượng khí tách ra trong quá trình tách
từ áp suất bão hòa giảm đến áp suất khí quyển và ở điều kiện nhiệt độ làm việc của
bình tách (tức là nhiệt độ thực tế trước khi dầu và khí đi vào đường ống ngầm).
Lượng khí hòa tan trong dầu ở điều kiện áp suất P và nhiệt độ T được xác định
bằng hiệu số lượng khí tách ra ở điều kiện áp suất khí quyển Po và nhiệt độ T
[GK(Po,T)] và lượng khí tách ra ở điều kiện áp suất P và nhiệt độ T [GK(P,T)]:
𝐺 (𝑃,)= 𝐺K(𝑃o, 𝑇)− 𝐺K(𝑃, 𝑇) (2.1)
Trong đó:
P – áp suất, atm;
Po – áp suất khí quyển, atm;
T – nhiệt độ, oC;
G (P, T) – tỷ số khí dầu, m3/ m3
GK (Po, T) – lượng khí tách ra ở nhiệt độ T và áp suất khí quyển Po, m3/ m3
GK (P, T) – lượng khí tách ra ở điều kiện nhiệt độ T và áp suất P, m3/ m3.
Khí bão hòa có tác động tích cực lên tính chất lưu biến của dầu nhiều paraffin.
Với sự gia tăng lượng khí trong dầu, độ nhớt động lực và ứng suất trượt động của dầu
giảm, đặc biệt, rõ nét trong khoảng nhiệt độ thấp [17]. Đối với dầu nhiều paraffin
luôn tồn tại nhiệt độ tới hạn Tc là nhiệt độ mà tại đó xảy ra quá trình chuyển tiếp của
dầu từ trạng thái chất lỏng Niu-tơn sang phi Niu-tơn. Kết quả nghiên cứu trên cho
thấy dầu nhiều paraffin BK-14 theo các mức độ bão hòa khí khác nhau có Tc giảm so
với dầu đã tách khí, có nghĩa là ở trạng thái bão hòa khí, khả năng vận chuyển dầu
paraffin được cải thiện đáng kể, giảm tổn hao áp suất vận chuyển. Các hình từ 2.7
đến 2.10 cho thấy độ nhớt của dầu BK-14 mỏ Bạch Hổ phụ thuộc nhiệt độ ở những
50
điều kiện bão hoà khí khác nhau [42]. Kết quả nghiên cứu tính chất lưu biến dầu bão
hòa khí cho thấy khả năng vượt trội ở tính lưu chuyển của dầu bão hòa khí so với dầu
đã tách khí [2], [17], [41].
Hình 2.7. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí - dầu khác nhau
tại 80oC
Hình 2.8. Tương quan độ nhớt động lực của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí - dầu
khác nhau tại 60oC
0
10
20
30
40
50
60
70
80
20 25 30 35 40
Độ
nh
ớt
độ
ng
lực
của
dầu
, m
Pa.
s
Nhiệt độ, oC
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =0 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =17.8 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =25.4 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =37 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =46.8 m³/m³
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
20 25 30 35 40
Độ n
hớ
t động l
ực
của
dầu
, m
Pa.
s
Nhiệt độ, oC
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =0 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =14.4 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =22.1 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =34.3 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =44.7 m³/m³
51
Hình 2.9. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác nhau
tại 80oC
Hình 2.10. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác
nhau tại 60oC
Trong bảng 2.4 là một số kết quả ảnh hưởng của hàm lượng nước và khí bão
hòa đến tính lưu biến của dầu.
Như đã biết, khi lượng khí hòa tan trong dầu càng tăng, độ nhớt động lực và
ứng suất trượt động càng giảm, sẽ tạo điều kiện cho các hạt nước linh động hơn, có
cơ hội xích lại gần nhau, kết hợp với nhau và lắng nhanh hơn.
0
2
4
6
8
10
12
14
20 22 24 26 28 30 32
Ứng s
uất
trư
ợt
động
Pa
Nhiệt độ, oC
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =0 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =17.8 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =25.4 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =37 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 80⁰C) =46.8 m³/m³
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
20 22 24 26 28 30 32
Ứn
g s
uất
trư
ợt
độ
ng
, P
a
Nhiệt độ, oC
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =0 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =14.4 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =22.1 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =34.3 m³/m³
Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =44.7 m³/m³
52
Bảng 2.4. Độ nhớt động lực của dầu mỏ Bạch Hổ bão hòa khí ở các điều kiện khác
nhau
Độ nhớt động lực của dầu mỏ Bạch Hổ bão hòa khí ở các điều kiện khác nhau,
mPa.s
Nhiệt
độ, oC
44,7 m3/m3 (tỷ số khí dầu) 65,5 m3/m3
(tỷ số khí dầu)
11% (nước) 21% (nước) 28% (nước) 21% (nước)
40 16 14 20 20
35 19 19 33 27
30 64 76 93 48
28 87 86 123 54
26 103 119 192 76
24 123 148 226 106
22 137 189 250 163
Ứng suất trượt, Pa
40 0,5 0,8 0,7 0,7
35 1,25 2,0 3,0 2,1
30 4,8 6,0 4,9 4,6
28 5,0 6,3 5,2 5,2
26 5,1 6,8 7,1 5,6
24 5,3 7,5 7,8 6,0
22 6,6 9,0 8,8 7,04
2.3. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học bằng lý thuyết Catastrophe và
Entropi.
Trong công nghiệp dầu khí, các đối tượng nghiên cứu như các quy trình công
nghệ khoan, khai thác, vận chuyển dầu khí..... là những hệ thống khép kín và luôn tồn
tại sự chuyển đổi từ trạng thái này sang trạng thái khác và ngược lại. Đây chính là
những trạng thái động học phản ánh đúng bản chất của hệ thống với các mức độ phức
53
tạp khác nhau. Trạng thái động học của hệ thống là hệ quả của một tập hợp các tham
số tham gia và tạo nên trạng thái của hệ thống đó. Nên việc nghiên cứu trạng thái
động học của đối tượng nghiên cứu giữ một vai trò hết sức quan trọng trong quá trình
điều khiển chúng. Từ kết quả nghiên cứu trạng thái động học cho phép xác định được
đối tượng nghiên cứu đang ở trong trạng thái bền động học hay nói một cách khác là
ổn định, cân bằng động hoặc bị rơi vào trạng thái bất ổn định, mất tính bền động... để
xác định đúng thời điểm hiệu chỉnh các tham số công nghệ hay thay đổi kỹ thuật -
công nghệ cho phù hợp và tốt hơn [8], [20], [23].
Trong công nghệ thu gom, xử lý và vận chuyển dầu khí, việc vận chuyển hỗn
hợp các lưu chất không đồng nhất bằng đường ống thường xuất hiện các xung động
về áp suất và lưu lượng. Hiện tượng này gây phức tạp ở các mức độ khác nhau cho
quá trình vận chuyển dầu và khí, như: áp suất vận chuyển chất lưu trong đường ống
dao động ở biên độ lớn, quá trình điều khiển hệ thống thu gom, vận chuyển dầu bị rối
loạn. Trong nhiều trường hợp có thể dẫn đến sự cố, thậm chí còn phá hỏng cả hệ
thống đường ống và hệ thống thu gom dầu - khí. Mức độ dao động này phụ thuộc rất
nhiều vào các yếu tố như: tính chất không đồng nhất của chất lưu, lưu lượng các pha
riêng rẽ, áp suất vận chuyển, áp suất bão hòa khí, cấu trúc dòng chảy, v.v… Ngoài ra,
thực tế vận chuyển dầu nhiều paraffin cũng cho thấy: hiện tượng lắng đọng paraffin
làm cho tiết diện đường ống bị thu hẹp lại cũng là nguyên nhân làm tăng thêm mức
độ xung động về áp suất và lưu lượng bên trong. Như vậy, vấn đề đặt ra ở đây là: phải
phân định được các tính đặc trưng bên trong đường ống vận chuyển của các chất
không đồng nhất giúp dự đoán và tối ưu hoá quy trình vận hành đường ống sao cho
an toàn và hiệu quả [8].
Như đã trình bày ở trên, dầu khai thác ở khu vực BK-14 có tính chất phức tạp:
độ nhớt lớn, nhiệt độ đông đặc cao (30-35oC), nhiệt độ chất lưu thấp (30-40oC). Trong
khi đó, khi mới đưa vào vận hành, có 3 giếng được mở vỉa đưa vào khai thác, lưu
lượng vận chuyển đạt 246m3/ngày. Sau 10 tháng, do sự suy giảm tự nhiên, lưu lượng
giảm xuống còn xấp xỉ 200m3/ngày (đặc biệt có thời gian giảm chỉ còn 180m3/ngày),
54
nguy cơ tắc nghẽn đường ống là rất lớn. Để đảm bảo sản lượng khai thác, trong cùng
một thời điểm, trên cả BT-7 và BK-14 cùng phát triển các giếng mới, do đó lưu lượng
sản phẩm vận chuyển từ BT-7/BK-14 về CPP-3 tăng nhanh và rất cao, có thời điểm
đạt 4647m3/ngày, vượt công suất vận chuyển của đường ống BK-14→CPP-3 gây
nguy cơ mất an toàn công nghệ.
Từ ngày đưa vào vận hành đường ống vận chuyển dầu BK-14→CPP-3 đã phát
sinh rất nhiều phức tạp, phải xử lý thường xuyên. Do đó cần nghiên cứu và đánh giá
một cách khoa học đoạn đường ống từ BK-14 đến CPP-3 đã và đang vận hành trong
tổng thể nào? trong những mối tương quan nào? và bản chất động học của nó như thế
nào?
2.3.1. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết Catastrophe
Những thông tin đầu tiên về lý thuyết Catastrophe xuất hiện trong những ấn
phẩm của Mỹ vào năm 1970. Lý thuyết Catastrophe đưa ra một phương pháp nghiên
cứu cho tất cả các hiện tượng có bước chuyển tiếp không đồng nhất, đứt đoạn, những
thay đổi định tính bất ngờ. Đã có nhiều công trình khoa học, trong đó lý thuyết
Catastrophe được áp dụng vào các đối tượng nghiên cứu như: nghiên cứu hoạt động
của tim, hệ tuần hoàn, quang hình học, quang lý học, phôi học, ngôn ngữ học, tâm lý
học thực nghiệm, kinh tế, thủy động học, địa chất học và lý thuyết hạt cơ bản [8],
[20], [21], [23], [33], [34]. Những công trình khoa học đã công bố có sử dụng lý
thuyết Catastrophe bao gồm: công trình nghiên cứu tính bền động của tàu biển, mô
hình hóa hoạt động của bộ óc và rối loạn tâm sinh lý...
Nhà toán học người Pháp R.Thom’s (nhà sáng lập lý thuyết Catastrophe) gọi
sự thay đổi trạng thái đột biến của một hệ thống khi các thông số đầu vào thay đổi là
các Catastrophe và đặt tên cho các công trình toán học mô hình hóa các thay đổi trạng
thái đột biến của một hệ thống là lý thuyết Catastrophe [8], [21], [23], [35].
Catastrophe được hiểu là sự biến đổi không đồng nhất tức thời xuất hiện ở trạng thái
đột biến qua sự phản ánh của hệ thống nghiên cứu trong sự thay đổi đều đặn của các
điều kiện ngoại biên.
55
Lý thuyết Catastrophe cho rằng, trạng thái của hệ thống đang xem xét được
điều khiển bởi một số hàm số thế năng mà điểm cực tiểu cục bộ của nó tương ứng
với trạng thái ổn định.
Có thể chọn một vài hàm tương quan từ một số các hàm chính tắc, hay còn
được gọi là các Catastrophe sơ cấp được đề xuất bởi R.Thom’s cho các hệ thống được
nghiên cứu. Mô hình “thực” của một hệ thống, mặc dù có dạng nào đi nữa thì cũng
chỉ khác với mô hình (hàm số) chuẩn chính tắc bởi kết quả chuyển đổi hệ tọa độ,
nghĩa là mô hình thực cũng mang những tính chất tương tự như ở mô hình chuẩn
chính tắc.
Giả sử mô hình hóa một hệ động lực học nào đó được mô phỏng dưới dạng
phương trình vi phân [13], [42]:
dx
dt= df (x, c1, c2, … , cn) (2.2)
Trong đó, f là hàm của biến đổi trạng thái của x và các tham số điều khiển c1, c2... cn.
Tiếp tục giả thiết rằng, hệ động lực học này rất dễ và nhanh chóng chuyển đổi
trạng thái ổn định. Trạng thái ổn định này tương ứng với một giá trị cực tiểu của hàm
f, được xác định từ phương trình df
dx = 0. Nếu các tham số điều khiển c1, c2... cn không
ngừng biến đổi, với giá trị nào đó của chúng hàm f sẽ đạt cực tiểu mới mà ở đó hệ
động lực học rơi vào trạng thái ổn định mới. Tương tự như vậy, các giá trị cực tiểu
khác của hàm f sẽ lại xuất hiện với những giá trị khác của x và hệ động lực học lại
chuyển sang trạng thái ổn định mới khác. Cho nên, hết sức quan trọng khi nhận biết
và xác định được các điểm đột biến (điểm tới hạn).
Trong lý thuyết Catastrophe điểm đột biến hay điểm tới hạn cực tiểu của hàm f
tại điểm u (ứng với một bộ giá trị nào đó của c1, c2... cn) được xác định khi thỏa mãn
điều kiện:
(df
dx)
u= 0; (
d2f
dx2)
u> 0 (2.3)
Đây chính là điều kiện đảm bảo cho hoạt động của hệ động lực học tương ứng
ở trạng thái ổn định. Còn khi các giá trị (2.3) đều bằng 0, sẽ xác định được điểm uốn
56
của hàm f mà tại giá trị này hệ động lực học đang chuyển từ trạng thái này sang trạng
thái khác. Nói một cách khác, trạng thái động học của hệ động lực học bị thay đổi
một cách đột biến. Khi thay đổi từ từ bộ tham số điều khiển u (c1, c2... cn), hệ động
lực học ở trạng thái ổn định ứng với điểm tới hạn, tức là điểm cực tiểu của hàm f. Với
một vài giá trị của u, hàm f có thể có một cực tiểu min (giá trị nhỏ nhất trong số các
giá trị cực tiểu của hàm f), có nghĩa là một trạng thái ổn định bền vững. Cũng có thể
xảy ra trường hợp hàm f có một vài cực tiểu min. Rõ ràng, khi tồn tại hai cực tiểu min
thì giữa chúng phải có một cực đại. Như vậy, nếu hệ động học đồng thời có hai trạng
thái ổn định bền, tức là giữa chúng sẽ có trạng thái ổn định không bền .
2.3.1.1. Đánh giá trạng thái thủy động học của hệ thống đường ống vận chuyển dầu
BK-14 → CPP-3
Lý thuyết Catastrophe và lý thuyết Entropi, là những lý thuyết của khoa học
phức hợp mới được phát triển và ứng dụng nghiên cứu cho những hệ động học phức
tạp trong hai đến ba thập niên cuối thế kỷ 20. Ở Việt Nam, chưa có công trình khoa
học nào sử dụng Lý thuyết Catastrophe để nghiên cứu, đánh giá trạng thái thủy động
học của hệ thống đường ống vận chuyển dầu. Tuy nhiên, trong lĩnh vực dầu khí, có 2
công trình đã sử dụng lý thuyết Catastrophe để nghiên cứu và đánh giá trạng thái đặc
trưng của hệ động học, đó là công trình của PGS. TS Nguyễn Thế Vinh nghiên cứu
trạng thái động học của quá trình khoan và công trình của TS Lê Đức Vinh nghiên
cứu kích thước tối ưu và hợp lý ống nâng cho các giếng Gaslift tại mỏ Bạch Hổ.
Để hiểu và nắm được bản chất của lý thuyết Catastrophe, có thể minh họa như
sau: Trên một đường cong gấp khúc (hình 2.11), ở các vị trí khác nhau trên đường
cong này, hòn bi A sẽ có những trạng thái ổn định tức thời hoặc là không bền tức
thời. Trong các trạng thái này, với những tác động bên ngoài rất dễ làm cho hòn bi
lăn sang vị trí khác như từ vị trí 1 sang vị trí 2, từ vị trí 2 về vị trí 3 và tại đây tính ổn
định và bền vững của hòn bi sẽ cao hơn. Nhưng trạng thái ổn định này cũng chỉ mang
tính nhất thời khi các tương tác bên ngoài không đủ lớn để làm cho nó chuyển qua vị
trí khác. Do có sự đột biến trong tương tác của các lực ngoại biên, hòn bi A rất có thể
57
sẽ rơi vào trạng thái khác hoặc trở về vị trí 2, tại thời điểm này, tính ổn định hay bền
vững của hòn bi đã bị thay đổi. Chính những sự thay đổi đột biến của trạng thái hay
mức độ bền vững của hệ thống trong môi trường hoạt động được gọi là lý thuyết
Catastrophe [8], [20], [21], [23], [35], [38]. Hệ thống động học của đường ống ngầm
thu gom dầu ngoài khơi mỏ Bạch Hổ được thể hiện qua các thông số đo được, đó là
lưu lượng, áp suất theo thời gian. Ngoài ra, cũng cần phải đề cập đến thực trạng bề
mặt trong của thành ống, tiết diện của đường ống theo suốt chiều dài của đường ống
sẽ có sự thay đổi do các chất lắng đọng như nhựa asphalten, paraffin, muối, vật chất
cặn… theo thời gian mà những thông tin này không thể đo đếm được. Tính chất lưu
biến của chất lưu vận chuyển cũng biến thiên theo thời gian trong môi trường nhiệt
độ, áp suất thay đổi…. Tất cả những tham số này được thể hiện thông qua giá trị đo
được đó là áp suất làm việc của đường ống.
Hình 2.11. Các trạng thái và vị trí tương đối của hòn bi A
Như vậy, hệ động học của hệ thống đường ống vận chuyển dầu khí được mô
phỏng như sau:
f(P)= f(Q, t, S, ToC,θ, ρ, τ, η, φ, ξ, μ, …) (2.4)
Theo lý thuyết Catastrophe, mô phỏng hệ động học của đường ống vận chuyển
dầu khí có dạng: P = df(P)/dt = at2 + bt + c
Trong đó P chính là những giá trị áp suất đo được theo thời gian. Theo điều
kiện (2.3), ta có:
3
2
1
A
58
P = df(P)/dt= at2+bt+c = 0 (2.5)
Từ công thức (2.5), nhiệm vụ cần làm là tính toán giá trị Delta = b2-4ac [2].
Trạng thái động học của hệ động học nghiên cứu được xác định như sau: nếu Delta
lớn hơn hoặc bằng không (Delta ≥0) được lý giải cho hệ động học có trạng thái bền
vững và ổn định động học, còn ngược lại (Delta<0) chứng tỏ hệ động học đang nghiên
cứu đã thay đổi trạng thái và rơi vào bất ổn định, kém bên vững. Kết quả tính toán
được thực hiện trong khoảng thời gian liên tục 3 năm cho đường ống từ BK-14 về
CPP-3. Giá trị tính toán Delta theo thời gian được biểu diễn trong hình 2.12, 2.13 và
2.14.
Hình 2.12. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2011 cho đường
ống từ BK-14 về CPP-3
Hình 2.13. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2012 cho đường
ống từ BK-14 về CPP-3
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 50 100 150 200 250 300 350
Giá
trị
Del
ta t
ính
to
án t
heo
giá
trị
áp
su
ất
Thời gian, ngày (năm 2011)
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 50 100 150 200 250 300 350
Thời gian, ngày (năm 2012)
Giá
trị
Del
ta t
ính
to
án t
heo
giá
trị
áp
su
ất
59
Hình 2.14. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2013 cho đường
ống từ BK-14 về CPP-3
Từ số liệu đo giá trị áp suất hàng ngày trong 3 năm của đường ống từ BK-14
về CPP-3 lấy 5 số liệu của 5 ngày đầu tính toán xác định các hệ số a, b, c bằng phương
pháp bình phương khoảng cách nhỏ nhất (Xem phụ lục só 4), và tính toán giá trị Delta
[2], [39]. Để tiếp tục tính toán cho các giá trị tiếp theo, trong 5 số liệu đã sử dụng để
tính toán, loại bỏ số liệu đầu tiên và cập nhật thêm số liệu của ngày tiếp theo, cứ như
vậy sẽ tính toán và xác định được giá trị Delta của hệ thống động học theo từng ngày
cho toàn bộ số liệu của 3 năm (Xem phụ lục số 5) [8], [23], [35].
Từ kết quả tính toán trên, cho phép đưa ra một số nhận định sau:
- Trạng thái động học của đường ống thường xuyên thay đổi từ ổn định, bền
động học sang trạng thái mất ổn định và kém bền động học.
- Với lưu lượng 180-240m3/ngày, trong 200 ngày đầu của năm 2011, đường
ống làm việc với mức độ ổn định hơn, 165 ngày cuối năm 2011 và 80 ngày đầu của
năm 2012 đường ống có sự dao động lớn, thay đổi trạng thái một cách đột biến hơn
với tính nhạy cảm hơn. Từ ngày thứ 81 đến ngày thứ 145 của năm 2012 lưu lượng
vận chuyển tăng đột ngột lên 600-800m3/ngày, tiếp theo tăng lên 3200-3400m3/ngày
cho hết năm 2012 và kéo dài suốt 175 ngày đầu năm 2013 lưu lượng vận chuyển dầu
duy trì 3800-4400m3/ngày, mức độ ổn định của hệ động học có khả quan hơn với
mức độ đột biến đã giảm rõ rệt, tuy nhiên trạng thái động học vẫn dao động liên tục.
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 50 100 150 200 250 300 350
Thời gian, ngày (năm 2013)
Giá
trị
Del
ta t
ính
to
án t
heo
giá
trị
áp
su
ất
60
Sau đó lưu lượng giảm còn 2000m3/ngày đã xuất hiện dao động đột biến một cách
bất thường tức thì. Điều này chứng tỏ hệ thống đường ống đang gặp phải trạng thái
bất ổn nào đó.
2.3.1.2. Tính toán tần suất và chu kỳ xử lý, áp dụng các giải pháp công nghệ đối với
đường ống thu gom dầu trong khu vực mỏ Bạch Hổ
Phân tích số liệu công nghệ thực tế của đường ống vận chuyển dầu từ BK-14 về
CPP-3, với lưu lượng 180 đến 260 m3/ngày, tương đương vận tốc dòng chảy của chất
lỏng trong đường ống là 0,0247÷0,0356 m/s.
Hình 2.15. Kết quả tính toán giá trị Delta cho đường ống từ BK-14 về CPP-3
Theo kết quả tính toán giá trị Delta (bảng 2.5) trên cơ sở ứng dụng lý thuyết
Catastrophe [8], [20], [35], cho thấy sau thời điểm áp dụng giải pháp công nghệ bơm
rửa đường ống, trạng thái thủy động học của đường ống có giá trị Delta dương (bảng
2.5), điều này cho thấy hệ thống đường ống có trạng thái thủy động học khá ổn định
và có tính bền động học. Tuy nhiên sau 3 ngày, trạng thái thủy động học của hệ thống
không còn tính ổn định và bền động học nữa với giá trị Delta âm. Trạng thái này kéo
dài tới 4 ngày và đến ngày thứ tư, hệ thống đường ống mới được bơm rửa. Qua số
liệu thực tế ghi nhận được, cho thấy sau bơm rửa đường ống, hệ thống đường ống
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Thời gian, ngàyGiá
trị
tín
h t
oán
Del
ta t
heo
gáa
trị
áp s
uất
bơ
m
61
làm việc trong trạng thái ổn định và có tính bền động học, và trạng thái này cũng chỉ
kéo dài được 3 ngày (hình 2.15). Hiện tượng này được lặp đi lặp lại liên tục. Điều
này cho thấy đối với vận tốc dòng chảy khoảng 0,0247÷0,0356 m/s, nhịp độ bơm rửa
đường ống là 4 ngày mà không phải là 7-8 ngày như thực tế vận hành thì hệ thống
đường ống làm việc sẽ hiệu quả và có trạng thái ổn hơn định trên quan điểm bền.
Tương tự như trên đối với các khoảng vận tốc dòng chảy khác nhau, từ kết quả
nghiên cứu trên cơ sở lý thuyết Catastrophe, để đảm bảo tính ổn định và trạng thái
bền động học của hệ thống đường ống vận chuyển dầu, cho phép tính toán và xác
định chu kỳ cần phải can thiệp các giải pháp công nghệ đối với hệ thống đường ống:
o Vận tốc dòng chảy ≤ 0,04 m/s, thời gian cần xử lý bơm rửa đường ống là
4-5 ngày;
o Vận tốc dòng chảy > 0,04 và ≤ 0,08 m/s, thời gian cần xử lý bơm rửa
đường ống là 7-8 ngày;
o Vận tốc dòng chảy > 0,08 và <0,16 m/s, thời gian cần xử lý bơm rửa đường
ống là 12-13 ngày;
o Vận tốc dòng chảy ≥ 0,16 m/s, không nhất thiết phải xử lý đường ống
bằng bơm rửa, nhưng phải xem xét khả năng xử lý hóa phẩm.
Bảng 2.5. Bảng so sánh thời điểm áp dụng giải pháp công nghệ với giá trị tính toán
Delta
Ngày, tháng,
năm
Q
P,
kg/cm2
T, oC
Giải pháp công nghệ
áp dụng
Giá trị
tính
toán
Delta
m3 Tấn
01/01/2012 196 157 15 30
02/01/2012 197 158 14,5 35
03/01/2012 195 156 14,5 30
04/01/2012 219 175 21 30 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14→ CPP-3, Q = 750 m3
62
05/01/2012 185 148 15,7 34 15,31
06/01/2012 193 154 15,7 36 60,70
07/01/2012 199 159 14,3 32 53,54
08/01/2012 192 154 15 27 -43,11
09/01/2012 201 161 15 34 -8,86
10/01/2012 208 166 15 36 -8,82
11/01/2012 193 154 22 35 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -49,68
12/01/2012 202 162 15,5 32 30,40
13/01/2012 219 175 15 25 76,94
14/01/2012 197 158 15 34 40,82
15/01/2012 205 164 15 29 -54,10
16/01/2012 227 182 15 26 -4,26
17/01/2012 198 158 15 36 0,00
18/01/2012 204 163 23 33 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -62,88
19/01/2012 196 157 23 33 -33,23
20/01/2012 228 182 15 32 148,95
21/01/2012 224 179 14,2 31 159,62
22/01/2012 196 157 15,2 34 -38,12
23/01/2012 198 158 14,7 31 -64,61
24/01/2012 215 172 14,9 33 -2,10
25/01/2012 207 166 14,9 30 5,57
26/01/2012 213 170 20,3 28 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 →CPP-3, Q = 750 m3 -46,45
27/01/2012 214 171 15,4 29 23,40
28/01/2012 209 167 15,2 32 54,03
29/01/2012 212 169 16,6 30 16,01
63
30/01/2012 217 174 16,4 31 -47,36
31/01/2012 221 175 14,5 33 23,34
01/02/2012 210 168 20,6 31 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -33,48
02/02/2012 219 174 15,5 35 8,77
03/02/2012 228 182 15 34 42,27
04/02/2012 212 169 14,5 30 42,70
05/02/2012 236 188 14,7 32 -42,41
06/02/2012 227 181 15 31 -9,58
07/02/2012 228 162 14 37 3,82
08/02/2012 234 186 20 32 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -40,64
09/02/2012 241 192 14 31 26,27
10/02/2012 230 183 14,5 32 43,17
11/02/2012 244 194 14 26 30,44
12/02/2012 224 178 15 28 -49,67
13/02/2012 221 176 15,5 32 -6,04
14/02/2012 212 169 14,5 30 6,41
15/02/2012 224 178 20 35 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -30,24
16/02/2012 212 169 14,7 35 24,44
17/02/2012 205 163 15,3 35 37,10
18/02/2012 196 152 14,9 33 28,34
19/02/2012 194 154 14,4 34 -34,74
20/02/2012 200 159 15 32 0,43
21/02/2012 203 162 14,9 30 -7,11
22/02/2012 194 154 14,6 33 1,27
64
23/02/2012 198 157 20,6 33 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -42,13
24/02/2012 193 154 14,7 35 25,57
25/02/2012 189 151 14,8 30 55,52
26/02/2012 188 150 14,4 33 33,01
27/02/2012 189 151 14,1 27 -41,62
28/02/2012 180 143 15,5 28 -11,03
29/02/2012 199 158 14,8 27 -4,56
01/03/2012 260 208 14,6 27 8,13
02/03/2012 187 149 20,5 27 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -38,06
03/03/2012 194 154 15,6 28 11,21
04/03/2012 200 159 14,4 34 65,13
05/03/2012 206 164 15 37 33,81
06/03/2012 194 154 14 35 -38,00
07/03/2012 198 158 22 36 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -64,70
08/03/2012 200 159 16 32 21,30
09/03/2012 203 161 14,5 32 79,05
10/03/2012 221 173 14,5 33 59,05
11/03/2012 206 163 14 32 -48,42
12/03/2012 201 160 14,7 31 -15,71
13/03/2012 191 152 15 31 -7,33
14/03/2012 201 160 21,5 32 Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống
BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3 -52,14
15/03/2012 191 152 15 29 41,10
16/03/2012 206 163 15 32 70,66
17/03/2012 191 152 15 36 32,42
65
2.3.2. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết Entropi
2.3.2.1. Lý thuyết Entropi trong động lực học
Để xác định trạng thái tới hạn của hệ thống động lực học trong đường ống vận
chuyển hỗn hợp dầu và khí ở chế độ ngậm khí thấp ta xem xét giá trị Entropi E của
hệ.
Như đã biết, trong quá trình nghiên cứu nhiệt động học các phân tử, các nhà
vật lý R. Clauzius và L. Bolsman đã sử dụng thuật ngữ “Entropi” để đánh giá tính
chất bất ổn định của trạng thái khí [8]. Các ông cho rằng: mức độ hỗn loạn của trạng
thái khí càng tăng thì giá trị Entropi của hệ càng lớn, tổn hao năng lượng của hệ cũng
càng cao, hệ nhiệt động học càng không thể nhận biết được, khó điều khiển và ngược
lại, Entropi của hệ thấp, thì tổn hao năng lượng của hệ cũng sẽ thấp. Sau này, khi
nghiên cứu lý thuyết bão hòa thông tin đối với các quá trình ngẫu nhiên, C. Shannon
đã sử dụng kết quả của toán học xác suất thống kê và đưa ra phương pháp xác định
giá trị Entropi, đặc trưng cho mức độ hỗn loạn của các quá trình nhiệt động học [22],
[24], [25], [32], [37].
Như vậy, Entropi đặc trưng cho mức độ hỗn loạn và tổn hao năng lượng của
hệ động lực học quá trình chuyển động các phân tử. Để xác định giá trị Entropi của
hệ động lực học trong đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu-khí-nước, ta trở lại tập
hợp các dữ liệu dao động ban đầu của áp suất hay lưu lượng theo thời gian Xi(t). Theo
C. Shannon thì giá trị Entropi của hệ động lực học được xác định theo biểu thức sau:
E(x) = − ∑ Pi ni=1 ∗ lg(Pi) (2.6)
Trong đó: Pi - là xác suất của hệ rơi vào trạng thái i;
i - là trạng thái của hệ;
lg- Logarit cơ số 2;
n - số điểm thuộc trạng thái i;
66
2.3.2.2. Đánh giá trạng thái thủy động lực học của hệ thống đường ống vận chuyển
dầu BK-14 → CPP-3 trên cơ sở lý thuyết Entropi
Trên cơ sở 928 số liệu đo thực tế hàng ngày trong thời gian 2011-2013 về giá
trị áp suất và lưu lượng tại giàn BK-14 với đường kính ống dẫn dầu là 323,8x15,9mm,
trong đó giá trị vận tốc dòng chảy của chất lưu trong đường ống tối thiểu là 0,01m/s
và cực đại là 0,804m/s, giá trị áp suất cực đại là 40,3 atm và cực tiểu là 13,4 atm, để
tính toán và xác định giá trị Entropi của hệ thống động học, trên cơ sở lý thuyết xác
suất thống kê và lý thuyết tin lượng, phân chia số liệu theo từng nhóm vận tốc dòng
chảy tương tự: 0-0,04, 0,04-0,08, 0,08-0,16, 0,16-3,32, 0,32-0,42, 0,42-0,6 và >0,6
m/s [10]. Trong từng nhóm theo vận tốc dòng chảy sẽ phân nhóm tiếp theo giá trị áp
suất, cụ thể: <14, 14-15, 15-16,…., 26-28 và >28atm [13], [37]. Trong mỗi nhóm sẽ
tính xác suất Pi, sau khi tính được Pi trong mỗi nhóm tiến hành tính toán logarit cơ số
2 của Pi, cuối cùng tính toán E(x) = − ∑ Pi ni=1 ∗ lg(Pi). Kết quả tính toán được trình
bày trong bảng 2.6.
Hình 2.16. Mối tương quan giữa giá trị Entropi với vận tốc dòng chảy
trong đường ống
67
Bảng 2.6. Kết quả tính toán xác suất và Entropi theo nhóm vận tốc dòng chảy và nhóm áp suất bơm của đường ống BK-14 –CPP-3
P, atm <14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24 24-25 25-26 26-28 >28 Tổng
V<0,04 1 59 65 18 12 11 5 8 5 3 2 0 0 0 0 189
Pi 0,01 0,31 0,34 0,10 0,06 0,06 0,03 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00
LOG(Pi) -7,56 -1,68 -1,54 -3,39 -3,98 -4,10 -5,24 -4,56 -5,24 -5,98 -6,56 0,00 0,00 0,00 0,00
Entropi -0,04 -0,52 -0,53 -0,32 -0,25 -0,24 -0,14 -0,19 -0,14 -0,09 -0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 2,54
0,04-0,08 2 25 69 66 40 5 7 5 2 1 0 0 0 0 0 222
Pi 0,01 0,13 0,37 0,35 0,21 0,03 0,04 0,03 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
LOG(Pi) -6,56 -2,92 -1,45 -1,52 -2,24 -5,24 -4,75 -5,24 -6,56 -7,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Entropi -0,07 -0,39 -0,53 -0,53 -0,47 -0,14 -0,18 -0,14 -0,07 -0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,55
0,08-0,16 2 29 23 8 2 1 2 0 0 0 0 0 1 0 1 69
Pi 0,01 0,15 0,12 0,04 0,01 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,01
LOG(Pi) -6,56 -2,70 -3,04 -4,56 -6,56 -7,56 -6,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -7,56 0,00 -7,56
Entropi 0,07 0,41 0,37 0,19 0,07 0,04 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0,04 1,31
0,16-0,32 0 0 1 15 18 13 1 3 0 0 0 0 0 0 0 51
68
Pi 0,00 0,00 0,01 0,08 0,10 0,07 0,01 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
LOG(Pi) 0,00 0,00 -7,56 -3,66 -3,39 -3,86 -7,56 -5,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Entropi 0,00 0,00 0,04 0,29 0,32 0,27 0,04 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,05
0,32-0,42 0 0 0 0 11 35 33 16 5 3 0 1 0 0 6 110
Pi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,19 0,17 0,08 0,03 0,02 0,00 0,01 0,00 0,00 0,03
LOG(Pi) 0,00 0,00 0,00 0,00 -4,10 -2,43 -2,52 -3,56 -5,24 -5,98 0,00 -7,56 0,00 0,00 -4,98
Entropi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,45 0,44 0,30 0,14 0,09 0,00 0,04 0,00 0,00 0,16 1,86
0,42-0,60 0 0 0 0 0 1 4 16 24 17 4 2 13 37 32 150
Pi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,02 0,08 0,13 0,09 0,02 0,01 0,07 0,20 0,17
LOG(Pi) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -7,56 -5,56 -3,56 -2,98 -3,47 -5,56 -6,56 -3,86 -2,35 -2,56
Entropi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,12 0,30 0,38 0,31 0,12 0,07 0,27 0,46 0,43 2,50
> 0,6 0 0 0 0 0 2 5 12 17 19 11 20 19 31 0 136
Pi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,03 0,06 0,09 0,10 0,06 0,11 0,10 0,16 0,00
LOG(Pi) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -6,56 -5,24 -3,98 -3,47 -3,31 -4,10 -3,24 -3,31 -2,61 0,00
Entropi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,14 0,25 0,31 0,33 0,24 0,34 0,33 0,43 0,00 2,45
69
Từ kết quả tính toán Entropi của 7 nhóm phân chia theo vận tốc dòng chảy cho
phép xây dựng biểu đồ tương quan giữa Entropi tính toán với các giá trị vận tốc dòng
chảy thực tế trong đường ống từ BK-14 đến CPP-3, kết quả cụ thể xem hình 2.16.
Từ hình 2.16, cho phép xác định được vùng giá trị vận tốc dòng chảy mà ở đó
Entropi có giá trị cực tiểu khi vận tốc dòng chảy bằng 0,28- 0,32m/s tương ứng với
chi phí năng lượng thấp nhất. Điều này cho thấy rằng hệ thống động lực học đường
ống ngầm vận chuyển dầu khí BK-14→CPP-3 sẽ đảm bảo tính bền động và hiệu quả
với chi phí năng lượng thấp nhất [8], [24], [32], [37], [38].
2.3.2.3. Tính toán xác định cấu trúc dòng chảy trong đường ống
Để xác định được cấu trúc dòng chảy của chất lỏng trong đường ống vận chuyển
dầu, bằng việc tính toán giá trị số Reynolds (Re) cho từng loại chất lỏng vận chuyển
ở vận tốc dòng chảy 0,28-0,32m/s. Công thức tính số Re có dạng sau:
Re=V*Di*ρ / μ = V*Di / ν (2.7)
Trong đó:
Di - là đường kính trong của ống – m;
V - là vận tốc trung bình của chất lỏng - m/s;
μ là độ nhớt động lực học của chất lỏng - Pa·s = N·s/m2 = kg/(m*s).
ν (nu) là độ nhớt động học (ν = μ / ρ) - m2/s;
ρ là khối lượng riêng của chất lỏng - kg/m3.
Phân biệt cấu trúc dòng chảy được thực hiện trên giá trị của số Re tính toán, cụ
thể đối với chất lỏng Niu-tơn, khi giá trị số Re<2320 là dòng chảy có cấu trúc tầng và
Re>2320 là dòng chảy có cấu trúc rối, còn đối với chất lỏng giả dẻo (phi Niu-tơn) giá
trị Re là 2100. Ngoài ra để có cái nhìn chính xác hơn về cấu trúc dòng chảy, cũng cần
nên đề cập thêm khái niệm dòng chảy Poiseuille, mức độ rối loạn có thể ban đầu được
duy trì nếu số Reynolds lớn hơn một giá trị tới hạn khoảng 2040, hơn nữa, dòng chảy
rối thường được xen kẽ với dòng chảy tầng cho đến khi số Reynolds đạt đến một giá
trị lớn hơn (khoảng 4000).
70
Tính toán cụ thể số Reynolds (Re) tại đường ống từ BK-14/BT7 về giàn Công
nghệ trung tâm số 3 (Ø323,8x15,9mm, chiều dài 8700m) với vận tốc dòng chảy tối
ưu bằng 0,28-0,32m/s cho các loại dầu khai thác ở khu vực BK-14 tại nhiệt độ 50oC
và 70oC (xem bảng 2.7).
Như vậy, với vận tốc dòng chảy bằng 0,28-0,32m/s thì cấu trúc dòng chảy của
dầu trong đường ống là dòng chảy rối. Với việc xác định được giá trị vận tốc dòng
chảy tối ưu, cho phép tính toán xác định giá trị độ nhớt động học tối đa của chất lỏng
vận chuyển để đảm bảo chi phí năng lượng thấp nhất cho vận hành hệ thống đường
ống. Từ công thức Re= V*Di / ν ta có ν= V*Di/ Re, suy ra giá trị độ nhớt động học
tối đa của chất lỏng vận chuyển là ν= 44,49 mm2/s.
Tương tự như trên, đối với chất lỏng vận chuyển là nhũ tương dầu-nước, giá trị
độ nhớt động thay đổi phụ thuộc vào tỷ lệ nước, nên chỉ khi tỷ lệ nước chiếm trên
75%, thì dòng chảy mới có cấu trúc rối (xem bảng 2.8 và 2.9)
Bảng 2.7. kết quả tính toán giá trị số Re cho các loại dầu khai thác ở khu vực
BK14/BT7
Đối tượng Mioxen dưới Oligoxen trên Móng
Đường kính trong của
ống dẫn dầu, m 0,292 0,292 0,292
Độ nhớt động học, mm2/s: ở 50oС 14,67 27,57 6,3
ở 70oС 7,66 16,62 3,28
Re ở vận tốc dòng chảy: 0,28m/s 5573 2965 12978
10674 4919 24927
Re ở vận tốc dòng chảy: 0,32m/s 6369 3389 14832
12198 5622 28487
Bảng 2.8. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 35oC
Hàm lượng nước, % 50 55 60 65 70 75
Độ nhớt động lực,
mPa.s 1417,44 1682,75 1939,92 2555,6 584,2 342,38
Re (V= 0,28m/s) 519 437 379 288 1260 2150
Re (V= 0,32m/s) 593 500 434 329 1440 2456
71
Bảng 2.9. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 55oC
Hàm lượng nước, % 50 55 60 65 70 75
Độ nhớt động lực,
mPas 608,76 908,16 983,65 1292,77 236,44 126,67
Re (V= 0,28m/s) 1209 810 748 569 3112 5809
Re (V= 0,32m/s) 1381 926 855 651 3557 6639
Kết luận
- Càng về cuối đời mỏ, tính chất hóa lý của dầu khai thác đã có những thay đổi
rõ nét theo chiều hướng tăng cao như hàm lượng paraffin, độ nhớt động và nhiệt độ
đông đặc;
- Kết quả nghiên cứu về tính chất lưu biến của các dạng chất lưu cho phép định
hướng và lựa chọn các giải pháp công nghệ vận chuyển trong giai đoạn sản lượng
khai thác suy giảm;
- Việc ứng dụng lý thuyết Catastrophe cho phép khẳng định hệ thống đường ống
vận chuyển dầu từ BK14 về CPP-3 có trạng thái thủy động học dao dộng liên tục, tức
là thường xuyên rơi vào trạng thái mất ổn định và có tính bền động học kém. Trạng
thái bất ổn định này được thể hiện rõ thông qua các xung động áp suất của hệ thống
đường ống;
- Kết quả nghiên cứu theo lý thuyết Catastrophe, cho phép xác định tần suất và
chu kỳ cần phải xử lý bằng các giải pháp công nghệ, nhằm nâng cao tính bền động
và ổn định trạng thái của toàn bộ hệ thống trong quá trình vận chuyển dầu một cách
an toàn nhất trong giai đoạn suy giảm sản lượng của mỏ;
- Kết quả nghiên cứu theo lý thuyết Entropi cho phép xác định được dải các giá
trị dòng chảy của chất lưu trong đường ống từ BK-14 về CPP-3 với chi phí năng
lượng thấp nhất, nhằm làm cơ sở tính toán và xác định chế độ công nghệ làm việc
của hệ thống đường ống ngầm luôn đảm bảo an toàn trong vận hành và hiệu quả thu
gom dầu tốt nhất phù hợp với giai đoạn suy giảm sản lượng của mỏ.
72
CHƯƠNG 3
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ
CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM
SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ
3.1. Nghiên cứu lựa chọn tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ - kỹ thuật nâng
cao hiệu quả thu gom dầu bằng đường ống ngầm trong điều kiện suy giảm
sản lượng của mỏ Bạch Hổ
3.1.1. Nghiên cứu quá trình hình thành và lắng đọng của paraffin
3.1.1.1. Cấu trúc phân tử hóa học các paraffin trong dầu thô
Như trên đã trình bày, nguồn lắng đọng hữu cơ trong hệ thống đường ống vận
chuyển là thành phần tự nhiên có trong dầu thô. Trong đó paraffin được cấu thành từ
các nguyên tử cacbon và hydro với chiều dài mạch cacbon từ C18-20 đến C70 hoặc cao
hơn. Thông thường, paraffin là hydrocacbon mạch thẳng, nhưng chúng cũng có thể
chứa nhánh alkyl khác nhau hoặc những nhóm mạch vòng (hình 3.1 và 3.2) [15], [41].
Hình 3.1. Cấu trúc các paraffin trong dầu thô
Asphalten là các cao phân tử dị vòng không bão hòa, thành phần chủ yếu là
cacbon, hydro và số ít các cấu tử như là lưu huỳnh, oxy, nitơ và một vài kim loại nặng
[7], [41].
73
Asphalten Nhựa
Hình 3.2. Cấu trúc asphalten và nhựa trong dầu thô
Những thành phần nặng hơn của dầu thường ở trạng thái cân bằng trong điều
kiện vỉa. Khi dầu được khai thác, trạng thái cân bằng này bị phá vỡ bởi nhiều yếu tố
như: sự giảm nhiệt độ, giảm áp suất, bơm ép khí và nước, xử lý axit, gia nhiệt cho vỉa
và những hoạt động khác…Cơ chế chính của quá trình lắng đọng paraffin là sự giảm
nhiệt độ. Giảm nhiệt độ sẽ làm tăng lắng đọng paraffin. Trong khi đó, cơ chế của quá
trình lắng tụ asphalten là do quá trình giảm áp suất và sự trộn lẫn của các chất lỏng
không tương thích [41].
3.1.1.2. Nghiên cứu quá trình lắng đọng paraffin trong đường ống thu gom dầu thô
khu vực mỏ Bạch Hổ
Dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ, thuộc bồn trũng Cửu Long thềm lục địa nam
Việt Nam là loại dầu nhiều paraffin, có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao. Trong khi
đó, nhiệt độ môi trường nước biển xung quanh đường ống ở mức rất thấp. Các tính
toán mô phỏng [11], [12], [15], [19], [27], [29] cho thấy, sau khi đi vào hệ thống
đường ống ngầm không bọc cách nhiệt thì chỉ khoảng 2-3 km, nhiệt độ của dầu trong
đường ống sẽ giảm xuống bằng nhiệt độ của nước biển ở vùng cận đáy biển, giá trị
này dao động trong khoảng 23-28oC, có nghĩa là thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu
đến khoảng 10oC và thấp hơn nhiệt độ bắt đầu xuất hiện tinh thể paraffin trong dầu
khoảng 35oC. Trong trường hợp vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống bọc
cách nhiệt, có thể thực hiện với những khoảng cách xa hơn so với loại đường ống
không bọc cách nhiệt. Tuy nhiên đối với chất lỏng phi Niu-tơn, vận chuyển dưới nhiệt
74
độ xuất hiện tinh thể paraffin và nguy cơ lắng đọng paraffin là rất lớn, nhất là trong
giai đoạn hiện nay với tính chất lưu biến của dầu có chiều hướng xấu hơn, dẫn đến
đường ống bị bó hẹp, gây tắc nghẽn là những nguy cơ gây mất an toàn trong vận
chuyển dầu. Trong nhiều trường hợp có thể phải dừng đường ống và hệ thống thu
gom, xử lý và vận chuyển dầu, gây hậu quả nghiêm trọng.
Đối với dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro, kết quả nghiên cứu thí
nghiệm quá trình kết tinh paraffin trong dầu theo nhiệt độ (hình 3.3) cho thấy, nhiệt
độ bắt đầu xuất hiện các tinh thể paraffin trong dầu là 58-60oC và ở khoảng nhiệt độ
32 – 40oС thì paraffin kết tinh ồ ạt. Trong khi đó, dầu vận chuyển trong đường ống
thường có nhiệt độ dao động ở mức 34-45oС, tức ở khoảng nhiệt độ mà paraffin kết
tinh mạnh mẽ nhất [2], [6], [15], [42].
Hình 3.3. Quá trình kết tinh parraffin trong dầu thô mỏ Bạch Hổ theo nhiệt độ
Bằng kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm trên mô hình ngón tay lạnh
(hình 3.4) về lắng đọng paraffin theo nhiệt độ cho thấy:
- Ở nhiệt độ vận chuyển dầu trên 65oC: lắng đọng paraffin không đáng kể;
- đến 35oC, lắng đọng paraffin là: 1,0 kg/m2/ngày;
- đến 30oC, lắng đọng paraffin là: 3,5 kg/m2/ngày;
- đến 25oC, lắng đọng paraffin là: 10 kg/m2/ngày.
75
Trong thực tế vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ đã có nhiều trường hợp đường
ống bị lắng đọng paraffin gây tắc nghẽn. Cụ thể, hình 3.5 là hình ảnh thực tế sống
động về lớp lắng đọng paraffin trong đường ống.
Hình 3.4. Lắng đọng paraffin theo nhiệt độ của dầu chưa xử lý trên mô hình nghiên
cứu “Ngón tay lạnh”.
Hình 3.5. Lắng đọng paraffin trong đường ống trên CPP-3
0
2
4
6
8
10
12
20 25 30 35 40 45 50 55 60 65
Lắn
g đ
ọng p
araf
fin,
kg/m
2/n
gày
Nhiệt độ dầu,oC
76
3.1.2. Các phương pháp xử lý lắng đọng paraffin
Để xử lý các vấn đề liên quan đến paraffin, thông thường người ta sử dụng các
phương pháp sau [41]:
Phương pháp cơ học;
Phương pháp nhiệt học;
Phương pháp hóa học;
Và các phương pháp khác.
Trong đó, phương pháp cơ học là phương pháp đơn giản nhất. Phương pháp hóa
học bằng cách sử dụng các phụ gia làm giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu
biến của dầu thô và giảm lắng đọng paraffin được coi là một trong những phương
pháp tiết kiệm và kinh tế hơn cả. Tuy nhiên, hệ thống đường ống nội mỏ Bạch Hổ
không tương thích cho việc thực hiện phương pháp cơ học (phóng thoi).
3.1.2.1. Xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin bằng phương pháp gia nhiệt
Quá trình xử lý gia nhiệt được thực hiện như sau: dầu được nung nóng đến
nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy paraffin khoảng 10oC, sau đó làm lạnh trong
những điều kiện phù hợp để cấu trúc tinh thể paraffin tạo thành có độ bền thấp nhất.
Độ bền đó phụ thuộc vào nhiệt độ nung dầu, điều kiện làm lạnh (động và tĩnh) và
hàm lượng paraffin rắn, nhựa, keo có trong dầu [4], [14], [30]. Mỗi loại dầu đều có
nhiệt độ xử lý tối ưu riêng [41]. Khi nung dầu chưa đến nhiệt độ tối ưu, các tinh thể
paraffin chưa nóng chảy hết, thì tính chất lưu biến của dầu sẽ xấu đi, độ nhớt của dầu
không giảm, mà trong nhiều trường hợp có thể còn tăng lên.
Kết quả nghiên cứu tiếp theo khẳng định rằng, tính chất lưu biến của dầu sau
khi xử lý nhiệt thường không ổn định và sẽ xấu dần theo thời gian [17], [41], [42].
Gia nhiệt lại cho dầu ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ tối ưu cũng sẽ làm giảm đáng kể
hiệu quả xử lý trước đó. Như vậy, nên xử lý dầu bằng cách gia nhiệt đến hoặc cao
hơn nhiệt độ xử lý tối ưu.
77
Áp dụng xử lý nhiệt trên thực tế luôn đòi hỏi vốn đầu tư và chi phí sản xuất
lớn do phải lắp đặt và duy trì khối lượng lớn lò nung, máy làm lạnh.
Từ kết quả nghiên cứu phương pháp xử lý nhiệt cho dầu paraffin mỏ Bạch Hổ
(hình 3.6) (cụ thể là dầu khai thác ở khu vực BK-14) để vận chuyển cho thấy:
- Gia nhiệt cho dầu đến 45oC, sẽ làm tính lưu biến của dầu tồi đi (nhiệt độ đông
đặc cao nhất);
- Gia nhiệt cho dầu cao hơn 65oC, sẽ làm nhiệt độ đông đặc của dầu giảm đáng
kể;
- Nhiệt độ xử lý dầu của Vietsovopetro tốt ưu nhất là từ 75oC trở lên tương ứng
với nhiệt độ đông đặc của dầu sau xử lý là thấp nhất. Kết quả cho thấy, nếu nhiệt
độ xử lý của dầu ở mức lớn hơn 75- 80oC, thì nhiệt độ đông đặc của dầu sẽ ổn
định và thấp nhất và bằng 29oC.
Hình 3.6. Mối tương quan giữa nhiệt độ xử lý dầu và nhiệt độ đông đặc của dầu sau
khi xử lý nhiệt tại các nhiệt độ khác nhau
Nếu vận chuyển dầu đã được xử lý gia nhiệt bằng đường ống không bọc cách
nhiệt, nhiệt độ dầu trong đường ống sẽ giảm rất nhanh, tính chất lưu biến của dầu sẽ
dần phục hồi trở về trạng thái ban đầu (cấu trúc paraffin bền vững dần). Qua đây cho
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
40 50 60 70 80 90
Nhiệ
t độ đ
ông đ
ặc,
oC
Nhiệt độ xử lý dầu, oC
78
thấy, tùy theo khoảng cách, phương pháp vận chuyển dầu có thể lựa chọn phương án
đầu tư thiết bị gia nhiệt dầu phù hợp với chi phí sản xuất tối ưu.
3.1.2.2. Xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin bằng phương pháp gia nhiệt kết
hợp với xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc
Như trên đã đề cập, việc gia nhiệt để xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin
trong quá trình vận chuyển bằng đường ống bằng phương pháp gia nhiệt đã góp phần
trong việc hạn chế đáng kể khả năng lắng đọng của paraffin, tuy nhiên phương pháp
này cũng không phải là giải pháp tốt nhất vì phụ thuộc vào điều kiện trang thiết bị
trên các công trình công nghệ và thực tế của hệ thống đường ống. Để nâng cao hiệu
quả của giải pháp gia nhiệt, trong thực tế trên thế giới đã đưa ra một giải pháp kết hợp
đó là gia nhiệt kết hợp với xử lý bằng hóa chất nhằm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu
thô. Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc PPD (Pour Point Depressant) được dùng trong
xử lý dầu với mục đích làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu và cải thiện tính lưu biến
của dầu thô (giảm độ nhớt và ứng suất trượt động) [6], [14], [15], [18]. Các chất giảm
điểm đông không làm giảm độ nhớt của dầu ở nhiệt độ cao. Tác dụng của chúng chỉ
thấy rõ ở những khoảng nhiệt độ thấp khi trong dầu xảy ra quá trình hình thành cấu
trúc paraffin.
Hiệu quả của phương pháp xử lý dầu phụ thuộc rất nhiều vào tính chất hóa lý
của dầu và điều kiện xử lý. Thường hóa chất hạ điểm đông đặc được bơm vào dầu
với hàm lượng 0,05% - 0,2% (dạng thương phẩm) ở điều kiện nhiệt độ, mà tại đó
phần lớn paraffin ở trạng thái hòa tan. Hóa chất hạ điểm đông đặc tăng cường, củng
cố và duy trì lâu dài hiệu quả xử lý nhiệt. Hiệu quả của hóa chất hạ điểm đông đặc
phụ thuộc rất lớn vào thành phần và tính chất của dầu thô. Không có loại hóa phẩm
hạ điểm đông nào chung cho tất cả các loại dầu.
Để đảm bảo khả năng khai thác và thu gom dầu nhiều paraffin bằng đường
ống ngầm ngoài khơi, điều quan trọng là phải đảm bảo dầu thô luôn ở trạng thái lỏng,
hoặc giảm độ nhớt của dầu đến mức tối thiểu có thể. Thực hiện điều này có nhiều
phương pháp khác nhau, chẳng hạn như duy trì dầu ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ kết
79
tinh paraffin, hoặc xử lý dầu để giảm tối đa nhiệt độ đông đặc và độ nhớt. Các thử
nghiệm và kinh nghiệm khai thác dầu ngoài khơi cho thấy, phương pháp khả thi và
hiệu quả hơn cả là sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để xử lý dầu thô, giảm
độ nhớt của dầu và điều quan trọng là giảm lắng đọng paraffin trong quá trình khai
thác và vận chuyển bằng đường ống [18]. Bảng 3.1 dưới đây trình bày một số kết quả
nghiên cứu ở phòng thí nghiệm về tác dụng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của
dầu thô khai thác tại khu vực BK-14 mỏ Bạch Hổ, được xử lý tại nhiệt độ 65oC.
Hình 3.7. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến độ nhớt của dầu thô BK-14
Trên cơ sở kết quả nghiên cứu nhiệt độ đông đặc của dầu thô, những hóa phẩm
có khả năng giảm nhiệt độ đông đặc được nhiều nhất sẽ được lựa chọn để tiếp tục
nghiên cứu mức độ ảnh hưởng đến độ nhớt và tốc độ lắng đọng paraffin của dầu. Kết
quả trong bảng 3.1 cho thấy, trong số hóa phẩm thực nghiệm, hóa phẩm PPD-
Chemical C, có khả năng làm giảm được nhiệt độ đông đặc của dầu thô khai thác ở
khu vực BK-14 xuống nhiều nhất, còn ở mức 18-22oC.
Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của một số hóa phẩm có khả năng giảm nhiệt
độ đông đặc nhiều nhất đến độ nhớt và tốc độ lắng đọng paraffin của dầu thô khai
thác ở khu vực BK-14 mỏ Bạch Hổ được trình bày ở hình 3.7.
80
Bảng 3.1. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô BK-14
Thật vậy, nếu sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để xử lý dầu thô, thì
độ nhớt động lực ở vùng nhiệt độ thấp 22-28oC của dầu khai thác ở khu vực BK-14
giảm đi khoảng 5-8 lần so với dầu không xử lý hóa phẩm (hình 3.8). Khi nghiên cứu
lắng đọng paraffin bằng phương pháp ngón tay lạnh, cũng thấy rằng lắng đọng giảm
đi khoảng 45-52% đối với dầu đã xử lý hóa phẩm [3], [4], [18].
Hình 3.8. Tốc độ lắng đọng paraffin của dầu BK-14 khi không xử lý và xử lý hóa
phẩm giảm nhiệt độ đông đặc
0
2
4
6
8
10
12
22 27 32 37 42 47 52 57
Lắn
g đ
ộng p
araf
fin,
kg/m
2/n
gày
Nhiệt độ dầu, oC
Dầu chưa xử lý
Dầu xử lý bằng hóa phẩm
STT Tên hóa phẩm Định lượng hóa
phẩm, ml/m3
Nhiệt độ đông đặc ở các nhiệt độ
xử lý, oC
45 65 80
1 Chemical A 1000 28 25-26 24
2 Chemical B 1000 25-28 24 23
3 Chemical C 1000 25-27 22 18-22
4 Chemical D 1000 25-26 26 23-25
81
3.1.2.3. Xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin bằng phương hòa trộn dầu nhiều
paraffin với condensate
Để sử dụng condensate hòa trộn với dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ cho mục
đích thu gom bằng đường ống, thì điều kiện ban đầu là phải có nguồn condensate ở
gần. Hiện nay, tại mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro đang vận hành các giàn nén khí.
Trong qua trình vận hành, một lượng condensate thu được ở các điều kiện khác nhau.
Với mục đích nghiên cứu khả năng thu gom dầu nhiều paraffin trong khu vực
mỏ Bạch Hổ [6], [13], [15], [42] đã thực hiện các nghiên cứu tính chất lưu biến của
hỗn hợp dầu với condensate thu được ở các mỏ của Bạch Hổ và Rồng ở các tỷ lệ khác
nhau:
Dầu thô chưa có condensate hòa trộn;
Dầu hòa trộn với condensate ở các tỉ lệ 5% và 10% thể tích.
Kết quả nghiên cứu được trình bày ở bảng 3.2 [13], [14], [17] cho thấy: nếu
hoà 5% condensate với dầu thô, thì nhiệt độ đông đặc của nó sẽ giảm từ 21oC xuống
còn 18oC, với 10% thì nhiệt độ đông đặc của dầu chỉ còn 16-17oC. Việc sử dụng 5%
condensate để hòa tan dầu thô sẽ làm tăng thêm tính linh động của dầu thô lên gần 3
lần và 10% là 8÷9 lần (hình 3.9) . Để đảm bảo khả năng vận chuyển an toàn, lượng
condensate cần để hoà trộn với dầu phải không ít hơn 5%.
Hình 3.9. Độ nhớt của hỗn hợp dầu với condensate tại các nhiệt độ khác nhau
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
20 22 24 26 28 30 32 34 36
Độ n
hớ
t động l
ực,
m
Pa.
s
Nhiệt độ, oC
Dầu BK-14 không condensate
Dầu BK-14 với 5% condensate
Dầu BK-14 với 10% condensate
82
Bảng 3.2. Tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu BK-14 với condensate
Nhiệt
độ đo,
oС
Độ nhớt động lực và ứng suất trượt động của dầu BK-14 khi hoà trộn
với condensate ở các hàm lượng khác nhau
0 % 5 % 10 %
Ứng suất
trượt
động, Pа
Độ nhớt
động lực
mPa.s
Ứng suất
trượt
động, Pа
Độ nhớt
động lực,
mPa.s
Ứng suất
trượt động,
Pа
Độ nhớt
động lực,
mPa.s
35 0 12 0 9 0 6
30 0,01 21 0 13 0 6,5
28 0,03 33 0,01 19,3 0 7,0
26 0,08 35 0,04 21,5 0,01 7,6
24 0,20 46 0,09 27,4 0,035 9,0
22 0,55 82 0,14 38,6 0,056 15,0
Nhiệt độ
đông
đặc, oС
20-21 18 16-17
3.2. Nghiên cứu công nghệ thu gom dầu trong giai đoạn suy giảm sản lượng
khai thác
3.2.1. Công nghệ vận chuyển chất lỏng dầu-nước ở trạng thái nhũ tương thuận
Theo thời gian khai thác mỏ, sản lượng dầu khai thác sụt giảm và hàm lượng
nước trộn lẫn trong sản phẩm khai thác tăng theo thời gian. Như kết quả nghiên cứu
ở mục 2.2.2.1 đã chỉ ra rằng vận chuyển nhũ tương dầu – nước tại trạng thái nhũ
tương thuận với hàm lượng nước trên 65% sẽ cho phép hạ độ nhớt chất lỏng đồng
thời làm tăng tính ướt của pha nước trên bề mặt thành ống sẽ làm giảm thiểu khả năng
tích tụ paraffin trên bề mặt thành ống. Nhận định này cho phép áp dụng công nghệ
bơm bổ sung nước vào đường ống để vận chuyển dầu ở trạng thái nhũ tương thuận
nhằm tối ưu khả năng vận chuyển dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ trong đường ống,
đặc biệt là trong điều kiện lưu lượng vận chuyển thấp [4], [5], [6], [15].
83
Thật vậy, quá trình vận chuyển dầu tách khí hoàn toàn có nhiều paraffin bằng
đường ống thường kèm theo hiện tượng lắng đọng paraffin mà đặc biệt là ở các đoạn
ống không được bọc cách nhiệt và trong nhất là trong giai đoạn mỏ suy giảm sản
lượng khai thác. Tốc độ lắng đọng paraffin phụ thuộc vào đặc trưng lý - hóa của dầu
thô khai thác, điều kiện nhiệt thủy động lực học và các yếu tố khác…. Một trong
những yếu tố chính được xem là ảnh hưởng mạnh mẽ đến quá trình và mức độ hình
thành lắng đọng paraffin trong ống là đặc trưng thủy động lực học của dòng hỗn hợp
các chất lỏng trong ống. Điều này được khẳng định tại nhiều công trình khoa học
trong và ngoài nước đã công bố trước đây [5], [19]. Từ đó, Vietsovpetro đã đưa ra
các biện pháp hạn chế và tẩy rửa chất lắng đọng paraffin hình thành bên trong đường
ống dẫn dầu bằng cách bơm thêm nước biển vào những đường ống có lưu lượng nhỏ
để tăng tốc độ dòng chảy của chất lỏng. Thực tế cho thấy, giải pháp trên đã mang lại
hiệu quả tích cực cho công tác sản xuất tại các công trình dầu khí ngoài khơi các mỏ
của Vietsovpetro, nâng cao hiệu quả vận hành các đường ống dẫn dầu, đặc biệt là các
đường ống có lưu lượng vận chuyển thấp.
Vấn đề cốt lõi của việc gia tăng vận tốc dòng chảy trong ống là tạo được những
ứng suất trượt đủ lớn, thắng được lực liên kết bên trong giữa các phần tử của dầu
đông đặc, các tinh thể paraffin và các tạp chất cơ học trong chất lắng đọng hay lực
bám dính của chúng với bề mặt kim loại của đường ống. Kết quả là các lớp lắng đọng
paraffin thường gặp trong thực tế vận chuyển dầu trong trường hợp suy giảm sản
lượng có thể được hạn chế và khắc phục.
Ngoài ra, việc bơm thêm nước vào đường ống vận chuyển dầu còn cho phép
rửa một phần lớp paraffin lắm đọng “mềm” trong đường ống. Khi ứng suất trượt do
máy bơm tạo nên lớn hơn ứng suất trượt động của chất lỏng thì cấu trúc liên kết của
các chất bị phá hủy. Nếu ngược lại, các chất lắng đọng trong ống sẽ không dịch
chuyển được mà tích tụ lại thành từng vùng. Ở trạng thái tĩnh, các phần tử paraffin
trong dầu tạo nên những mạng tinh thể và hình thành các cấu trúc có độ bền tăng dần
theo thời gian. Ứng suất trượt tĩnh không những phụ thuộc vào nhiệt độ mà còn phụ
thuộc vào thời gian hình thành và độ bền của cấu trúc mạng đó. Đối với dầu khai thác
84
tại các mỏ của Vietsovpetro, độ bền của cấu trúc mạng tạo thành sẽ tăng và có thể đạt
tới vài trăm Pa trong khoảng thời gian một vài giờ.
Nếu như tạo được ứng suất trượt trong đường ống dẫn dầu một lực lớn hơn
ứng suất trượt động của các chất lắng đọng thì các cấu trúc liên kết của nó sẽ bị phá
hủy và các chất lắng đọng hình thành bên trong đường ống sẽ bị đẩy ra ngoài.
Hình 3.10. Các thông số bơm rửa đường ống RP-3PLEM (FSO-3)→CPP-3 →
CPP-2
Trên cơ sở các kết quả tính toán, thí nghiệm và thực tế vận hành đường ống vận
chuyển dầu tại các mỏ của Vietsovpetro (hình 3.10) cho thấy:
- Khi bơm rửa đường ống bằng nước biển mà không dừng khai thác dầu trên
mỏ Rồng với công suất cực đại của các máy bơm CNS-65/500 xảy ra quá
trình tẩy rửa lớp lắng đọng mềm hình thành trong ống. Sau khi rửa, bề dày
lớp lắng đọng mềm giảm đi. Tuy nhiên, lưu lượng bơm còn phụ thuộc vào
khả năng tiếp nhận, xử lý của công trình tiếp nhận cuối nguồn và áp suất
giới hạn lớn nhất của đường ống vận chuyển.
85
- Bơm định kỳ nước biển vào đường ống không tẩy rửa hoàn toàn được lớp
lắng đọng hình thành bên trong đường ống. Hiệu quả bơm rửa phụ thuộc
vào nhiệt độ nước biển trong thời gian rửa, tốc độ của chất lỏng và khoảng
thời gian bơm rửa.
- Trong quá trình vận chuyển dầu nhiều paraffin ở nhiệt độ thấp, lắng đọng
mềm bên trong thành đường ống là không thể tránh khỏi. Rửa định kỳ
đường ống bằng nước biển không thể tẩy toàn bộ các chất lắng đọng đó
nhưng có thể duy trì được khả năng vận hành của đường ống và năng lực
khai thác dầu trên mỏ.
3.2.2. Công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu – khí
Trên cơ sở kết quả nghiên cứu tính chất lưu biến dầu ngậm khí trong điều kiện
phòng thí nghiệm Vietsovpetro, đã triển khai công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu khí
trong điều kiện đường ống vận chuyển không được bọc cách nhiệt do điều kiện đặc
thù của thời kỳ phát triển.
Công nghệ vận chuyển dầu ngậm khí được triển khai nghiên cứu để vận chuyển
hỗn hợp lỏng khí từ các giàn khai thác khu vực phía Nam sang phía Bắc mỏ Bạch
Hổ, cụ thể là từ giàn MSP-1 đến giàn MSP-4. Có tất cả 5 chế độ vận chuyển hỗn hợp
lỏng khí đã được nghiên cứu. Khối lượng hỗn hợp lỏng khí đưa vào đường ống thay
đổi từ 1020 tấn/ngày đến 1600 tấn/ngày bằng sự thay đổi đường kính côn tiết lưu trên
giếng 401X. Trong trường hợp này nhiệt độ hỗn hợp dầu khí đã thay đổi từ 87oC đến
100oC. Những thông số về thủy lực và nhiệt của quá trình vận chuyển hỗn hợp lỏng
khí từ giàn 1 sang giàn 4 được thể hiện tại bảng 3.3.
Sự chuyển động của hỗn hợp lỏng – khí theo đường ống ngầm dưới nước
không cách nhiệt kéo theo những tổn hao nhiệt lớn. Khi tăng lưu lượng lên 1,5 lần và
tăng nhiệt độ ban dầu của dòng từ 87oC lên 100oC thì nhiệt độ của hỗn hợp lỏng khí
thực tế đi đến giàn 4 vẫn không thay đổi và không vượt quá 23oC, tức là bằng nhiệt
độ môi trường nước biển và thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu [41], [42].
86
Bảng 3.3. Các thông số về thủy lực và nhiệt khi vận chuyển hỗn hợp dầu-khí
MSP1 → MSP4
STT
Lưu lượng
vận
chuyển,
tấn/ngày
Áp suất, atm Nhiệt độ, oC
Đầu
ống
Cuối
ống Tổn hao
Đầu
ống
Cuối
ống Tổn hao
1 1020 8,0 4,0 4,0 87 22,5-23 64
2 1180 12,2 8,5 3,7 90 22,5-23 67
3 1350 10,0 6,0 4,0 95 22,5-23 72
4 1500 11,0 6,5 4,5 99 22,5-23 76
5 1600 14,4 10,0 4,4 100 23 77
Như vậy, từ kết quả nghiên cứu thử nghiệm công nghệ vận chuyển hỗn hợp
dầu – khí, về nguyên lý đã chỉ ra được khả năng vận chuyển dầu nhiều paraffin theo
đường ống ngầm dưới nước không cách nhiệt trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn nhiệt
độ đông đặc của dầu.
3.2.3. Vận chuyển dầu dầu bão hòa khí bằng thiết bị tách khí sơ bộ (UPOG)
Vận chuyển dầu và khí ở dạng hỗn hợp khí lỏng từ các BK đến giàn công nghệ
trung tâm (CPP) có nhiều thách thức do lượng khí tách ra lớn trong đường ống, tổn
hao áp suất cục bộ gia tăng, nút dầu hay nút khí tạo thành trong đường ống và đi vào
hệ thống thu gom trên các giàn CPP. Giải quyết vấn đề giảm áp suất trong hệ thống
thu gom vận chuyển dầu và khí có thể như sau:
Giải pháp 1 – Để giảm tải cho đường ống, có thể thực hiện việc xây dựng thêm
các đường ống phụ, kết nối từ các BK đến giàn CPP (CPP-2/CPP-3). Việc này có tác
động tích cực đến việc giảm tổn hao áp suất trong đường ống do vì giảm công suất
vận chuyển. Tuy nhiên, tổn hao áp suất trong phần ống đứng theo hướng đi lên của
chuyển động sẽ vẫn cao. Do đó, áp suất ở đầu đường ống vẫn còn cao. Các hậu quả
tiêu cực tiếp theo là những khó khăn kỹ thuật trong việc lắp đặt các đường ống phụ
87
trong diện tích vùng nước giới hạn của mỏ và cần phải xây dựng thêm các khối trụ
đỡ chuyên dụng để lắp đặt một lượng lớn các ống đứng trên CPP [9]. Ngoài ra, lưu
lượng trong đường ống giảm dẫn đến nhiệt độ của hỗn hợp giảm nhanh trước khi đến
giàn CPP, và như vậy, cần phải tái gia nhiệt cho dầu lên đến 60oC để thực hiện quá
trình tách nước hiệu quả.
Giải pháp 2 – sử dụng máy bơm hai pha để bơm hỗn hợp lỏng khí. Sự hạn chế
của các máy bơm này là sử dụng lượng điện năng lớn và cần phải lắp đặt 02 bộ máy
bơm (một làm việc và 01 dự phòng). Đối với các BK cần có các máy bơm hiệu suất
cao và công suất lớn để vận chuyển liên tục sản phẩm, tuy nhiên thực tế các BK không
có đủ không gian để lắp đặt các thiết bị này.
Giải pháp 3 – giảm áp suất trong hệ thống thu gom thực hiện bằng cách thay
đổi cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp. Thay đổi tỷ phần khí trong đường ống có thể
giảm tổn hao áp suất, giảm xung động, cho đến khi đường ống vận hành chuyển sang
chế độ không có xung động. Để giảm tỷ phần khí cần phải trang bị thêm thiết bị tách
khí sơ bộ (UPOG). Trong đó số lượng đường ống có thể không ít hơn giải pháp 1,
song chức năng đường ống đã thay đổi.
Trong 3 giải pháp nêu trên, giải pháp 3 đã được áp dụng tại Vietsovpetro. Việc
sử dụng UPOG tách khí sơ bộ cho phép giảm tổn hao áp suất trong hệ thống thu gom
sản phẩm giếng, có thể giải quyết vấn đề giảm áp suất trong hệ thống thu gom và khi
sử dụng gaslift. Ngoài ra, áp dụng và phát triển công nghệ vận chuyển dầu và khí từ
các BK đến CPP bằng cách dùng UPOG và nguồn năng lượng vỉa, đã cho phép
chuyển đổi công nghệ vận chuyển dầu dùng máy bơm từ giàn MSP này sang MSP
khác hoặc đến giàn CPP bằng cách không sử dụng máy bơm.
3.2.4. Ứng dụng mô hình mô phỏng để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động
của đường ống thu gom dầu ở Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro
Hiện nay, các phần mềm được phát triển cho phép mô phỏng các quá trình vận
chuyển dầu khí bằng đường ống, bao gồm: OLGA, PIPESIM, HYSYS..., trong đó,
phần mềm OLGA được sử dụng rộng rãi vì có những tính năng vượt trội so với các
88
phần mềm thương mại khác. Phần mềm này cho phép đánh giá khá chính xác khả
năng vận chuyển cũng như các thông số công nghệ trong quá trình hoạt động của các
đường ống vận chuyển dầu, khí.
Phần mềm OLGA được Công ty Scandpower phát triển và đã được Công ty
Schlumberger mua lại. Cơ sở dữ liệu của phầm mềm được sử dụng từ mô hình thực
nghiệm đường ống thu nhỏ, áp suất cao, đường kính 8 inch, vận hành bởi Công ty
SINTEF tại Tiller (Na Uy). Ngoài ra, các thực nghiệm xây dựng cơ sở dữ liệu cho
phần mềm này còn được tiến hành theo các dự án của các công ty khác như Conoco
Norway, Esso Norge, Mobil Exploration Norway, Norsk Hydro, Petro-Canada, Saga
Petroleum, Statoil và Texaco Exploration Norway…
Phần mềm OLGA được sử dụng rộng rãi trong các dự án tính toán đảm bảo
dòng chảy, tối ưu các thông số công nghệ, mà đặc biệt là thiết lập hệ thống cơ sở dữ
liệu cho thiết kế các tuyến đường ống vận chuyển dầu khí. Phần mềm OLGA được
phát triển với nhiều bộ modul ứng dụng khác nhau, cho phép đánh giá mô phỏng các
thông số công nghệ trong vận chuyển dầu khí bằng đường ống, như: dòng chảy nhiều
pha (tính chất lưu biến, mô hình dòng chảy, tổn áp, đường kính ống, mô hình chảy...);
sự xuất hiện pha rắn (hydrate, paraffin…); phân tích nhiệt (bọc ống cách nhiệt, gia
nhiệt…); sự ổn định của hệ thống vận chuyển (chế độ vận hành bình thường, dừng
và khởi động đường ống, giảm lưu lượng, tăng lưu lượng, phóng thoi); vận chuyển
dầu dưới dạng nhũ tương; sử dụng hóa phẩm xử lý.
Ngoài ra, phần mềm mô phỏng OLGA còn cho phép tiến hành các mô phỏng
trong hoạt động của giếng khai thác, tối ưu chế độ gaslift cũng như các chế độ hoạt
động khác nhau của giếng khai thác. Các dữ liệu trong OLGA có thể được sử dụng
để kết hợp với các phần mềm mô phỏng khác như phần mềm SENSOR để nghiên
cứu sâu thêm về hoạt động của giếng khai thác. Cho đến nay, OLGA vẫn là phần
mềm thương mại duy nhất cho phép mô phỏng hoạt động dòng chảy 3 pha (dầu, khí
và nước), đưa ra các dự báo theo thời gian các thông số như áp suất, nhiệt độ, lưu
lượng lỏng, khí và mức độ choáng chỗ của chất lỏng trong đường ống và chế độ dòng
chảy [7], [19].
89
Những năm gần đây, phần mềm OLGA tiếp tục được cải tiến, cho phép đánh
giá chính xác hơn các trạng thái hoạt động phức tạp của đường ống vận chuyển dầu
khí như sự hình thành các nút dầu - khí trong quá trình vận hành, quá trình chuyển
pha trong các đường ống vận chuyển khí condensate.
Hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu - khí tại các mỏ của Liên doanh Việt
- Nga Vietsovpetro đã trải qua các thời kỳ phát triển khác nhau. Do các điều kiện đặc
thù của từng thời kỳ để lại nên có những phức tạp trong quá trình vận hành [8]. Sử
dụng khả năng mô phỏng hiện trạng hoạt động của đường ống sẽ cho phép đánh giá
tình trạng của đường ống để đưa ra các giải pháp vận hành hợp lý trong bối cảnh hiện
nay.
3.2.4.1. Mô hình mô phỏng quá trình thu gom dầu cho trường hợp đường ống không
bọc cách nhiệt
Dầu khai thác tại khu vực mỏ Rồng có hàm lượng paraffin và nhiệt độ đông đặc
cao biểu hiện các tính chất phức tạp tại điều kiện nhiệt độ thấp [16]. Đường ống dẫn
dầu RP-1→FSO-3, vận chuyển dầu mỏ Rồng từ giàn RP-1 đến kho nổi chứa xuất dầu
số 3 (FSO-3) có chiều dài 5865 m, đường kính Ø324x16,0 mm được xây dựng năm
1994, và một đoạn trong tuyến ống nối mỏ Rồng với mỏ Bạch Hổ, RP-1→PLEM
FSO-3→RC-1→BT-7→CPP-2, có chiều dài 34km. Đây là tuyến đường ống có nhiều
kích cỡ đường kính khác nhau và không được bọc cách nhiệt với môi trường bên
ngoài. Sau khi một kho nổi chứa xuất FSO được đặt ở vị trí số 3 tại mỏ Rồng thì
đường ống RP-1→FSO-3 được sử dụng để vận chuyển sản phẩm khai thác của các
giàn nhẹ RC-DM, RC-4, RC-5, RC-6 và giàn cố định RP-1 mỏ Rồng đến FSO-3.
FSO-3 còn tiếp nhận toàn bộ sản phẩm khai thác ở mỏ Rồng đến từ các giàn cố định
khác, như: RP-2 và RP-3 nhờ tuyến đường ống RP-3→RP-2→FSO-3… Tuyến
đường ống này được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài, dài 17 km, đường kính
Ø325x16 mm. Đoạn đường ống RP-1→FSO-3 vận hành ở điều kiện không được bọc
cách nhiệt với môi trường bên ngoài trong khoảng thời gian dài từ năm 1994 đến nay,
do vậy việc đánh giá hiện trạng đường ống là hết sức cần thiết để đảm bảo an toàn
cho quá trình khai thác và vận hành đường ống này.
90
RC-7
FSO-3 RC-1/3
RP-1
RC-4
RP-3/RC-2RC-6
RC-ĐM
RC-5
Dầu tách khí
Hỗn hợp dầu khí
Hình 3.11. Sơ đồ hệ thống đường ống vận chuyển dầu kết nối giàn RP-1
Sơ đồ và các thông số hoạt động hiện nay của đường ống dẫn dầu RP-1→FSO-3,
RP-2→FSO-3 được thể hiện ở các hình 3.11, 3.14 và bảng 3.4. Một số kết quả nghiên
cứu tính chất của dầu được trình bày ở hình 3.12 và 3.13.
Bảng 3.4. Một số thông số vận chuyển dầu từ RP-1 và RP-2 đến FSO-3
RP-1 RP-2
Qchất lỏng,
m3/ngày
Hàm lượng
nước, %
Nhiệt độ chất
lỏng, oC
Qchất lỏng,
m3/ngày
Hàm lượng
nước, %
Nhiệt độ chất
lỏng, oC
3888 32,5 37,8 3676 57,7 38
91
Hình 3.12. Ứng suất trượt của dầu ở các
điều kiện nhiệt độ khác nhau
Hình 3.13. Độ nhớt của dầu ở các
điều kiện nhiệt độ khác nhau
Hình 3.14. Áp suất vận chuyển dầu phụ thuộc nhiệt độ nước biển ở vùng cận đáy
92
Hình 3.15. Nhiệt độ chất lỏng trong đường ống RP-1→FSO-3, mô phỏng cho
trường hợp không có lắng đọng paraffin bên trong đường ống
Kết quả mô phỏng bằng phần mềm OLGA được trình bày ở hình 3.15 cho thấy,
đối với đường ống không bọc cách nhiệt và không có lắng đọng paraffin, tại điều kiện
nhiệt độ môi trường nước biển xung quanh đường ống ở mức 24oC, thì nhiệt độ lưu
chất vận chuyển trong đường ống chỉ duy trì cao hơn nhiệt độ môi trường nước biển
ở đoạn ống 1,5 km đầu tiên. Như vậy, toàn bộ sản phẩm khai thác trong đường ống
từ RP-1 đến FSO-3 có nhiệt độ tương đương với nhiệt độ môi trường nước biển và
không quá 24oC. Nhiệt độ hỗn hợp của chất lỏng đến FSO-3 từ RP-1 và RP-2 được
xác định ngoài thực tế trên FSO-3 là 34,3oC. Trong khi đó, nhiệt độ chất lỏng RP-2
về đến FSO-3 phải không lớn hơn 38oC (nhiệt độ ban đầu của sản phẩm RP-2). Tương
tự như vậy, nhiệt độ của chất lỏng trên RP-1 về đến FSO-3 phải không thấp hơn 31oC.
Mô phỏng tính toán nhiệt độ tối thiểu của chất lỏng từ RP-1 về FSO-3 được thể hiện
trong hình 3.16.
Như vậy, trong đường ống RP-1→FSO-3 hình thành đáng kể lớp lắng đọng
paraffin và đóng vai trò như một lớp cách nhiệt tự nhiên của đường ống, làm giảm
tiết diện ống, như vậy làm tăng vận tốc dòng chảy trong ống và giảm tổn thất nhiệt ra
môi trường bên ngoài, nhưng tổn thất áp suất vận chuyển lại tăng lên [1]. Kết quả mô
phỏng hoạt động đường ống bọc cách nhiệt RP-2→FSO-3 trong điều kiện môi trường
93
nước biển có nhiệt độ 24oC cho thấy, với khả năng hình thành lớp paraffin trong
đường ống RP-2→FSO-3 là không đáng kể, nhiệt độ chất lỏng vận chuyển về đến
PLEM FSO-3 là 35oC, tương ứng với nhiệt độ của RP-1 về đến PLEM FSO-3 là
32,4oC (bảng 3.5).
Hình 3.16. Mô phỏng tính toán nhiệt độ tối thiểu chất lỏng từ RP-1 về FSO-3
Hình 3.17 thể hiện mối tương quan giữa nhiệt độ chất lỏng trên RP-1 và áp
suất tại ống đứng RP-1 với chiều dày lớp lắng đọng paraffin, với giả định lớp paraffin
lắng đọng phân bố đều trong đường ống. Kết quả mô phỏng cho thấy, lớp lắng đọng
paraffin bên trong đường ống có bề dày khoảng 40 mm.
Bảng 3.5. Sự phụ thuộc nhiệt độ chất lỏng đến FSO-3 với nhiệt độ môi trường nước
biển
Nhiệt độ nước biển, oC 23 24 25 26 27 28 29
Nhiệt độ chất lỏng đến FSO-3, oC 32,2 32,4 33 33,4 34 34,2 34,5
94
Hình 3.17. Mô phỏng hoạt động của đường ống vận chuyển dầu theo tuyến ống RP-
1→FSO-3 với lớp lắng đọng paraffin dày khoảng 40 mm
Nhiệt độ của nước biển biến đổi theo mùa trong năm và có mức độ dao động
mạnh ở khoảng 24-29oC, thấp nhất có thể 22oC. Tùy theo nhiệt độ môi trường nước
biển, nhiệt độ của chất lỏng RP-1 về đến FSO-3 sẽ dao động từ 32oC đến khoảng
35oC và áp suất tại ống đứng RP-1 dao động trong khoảng 12-18atm.
Kết quả mô phỏng cho thấy, nhiệt độ chất lỏng đến FSO-3 thấp hơn 36oC, tức
là rơi vào vùng mà paraffin kết tinh ồ ạt (hình 1.12 và hình 1.13). Nhiệt độ nước biển
ở vùng cận đáy, xung quanh đường ống thuận lợi cho vận chuyển dầu từ RP-1 đến
FSO-3 là trên 27oC. Ở nhiệt độ dưới mức này, sẽ dẫn đến tăng tổn thất thủy lực đường
ống RP-1→FSO-3.
Như vậy, hoạt động của đường ống RP-1→FSO-3 phụ thuộc rất nhiều vào
nhiệt độ nước biển xung quanh đường ống. Tại thời điểm nhiệt độ nước biển thấp hơn
27oC, nhiệt độ dầu đến FSO-3 tiệm cận với nhiệt độ đông đặc của dầu, làm tăng đột
ngột độ nhớt của chất lưu, giai đoạn này ghi nhận sự tăng áp ở mức cao tại ống đứng
trên RP-1 mỏ Rồng, trong đường ống khuynh hướng hình thành lắng đọng paraffin
và lớp dầu đông cao, làm tiết diện ống bị thu hẹp, cho nên tổn hao áp suất vận chuyển
gia tăng.
95
3.2.4.2. Mô hình mô phỏng quá trình vận chuyển dầu cho trường hợp đường ống có
bọc cách nhiệt
Hình 3.18. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác BK-14, BT-7, BK-16
và Gấu Trắng
Hình 3.19. Lưu lượng chất lưu bên trong đường ống BK-14→CPP-3
96
Đường ống vận chuyển BK-14→CPP-3 thực hiện vận chuyển sản phẩm khai
thác trên BK-14/BT-7 đến CPP-3 (hình 3.18). Trước đây, đường ống này được sử
dụng để vận chuyển sản phẩm khai thác từ giàn nhẹ GTC-1, mỏ Gấu Trắng, đến
CPP3. Hiện nay sản phẩm khai thác GTC-1, BK-16 được vận chuyển đến BK-14 để
tách khí sơ bộ trong bình tách khí sơ bộ (UPOG), sau đó vận chuyển qua BK-9 đến
CPP-3. Sơ đồ nguyên tắc vận chuyển dầu GTC-1, BK-16, BK-14 và BT-7 được trình
bày ở hình 3.19.
Hình 3.20. Các thông số hoạt động của đường ống BK-14→CPP-3
Hình 3.21. Áp suất tại ống đứng trên BK-14 theo kết quả mô phỏng
97
Đường ống vận chuyển dầu BK-14→CPP-3 dài 8,74 km, đường kính
Ø323,8x15,9 mm, được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài bằng vật liệu
composite. Các thông số hoạt động của đường ống BK-14→CPP-3 trong thời kỳ đầu
ở chế độ vận hành được trình bày trên hình 3.19 và 3.20.
Kết quả mô phỏng hoạt động của đường ống này được thể hiện tại hình 3.21,
phản ánh khá phù hợp với các thông số hoạt động của đường ống trong giai đoạn này.
Áp
su
ất (
bar
)
Thời gian (s)
Hình 3.22. Áp suất ghi nhận tại ống đứng trên BK-14
Hiện nay, lưu lượng chất lỏng vận chuyển từ BK-14 đến CPP-3 dao động ở
mức 1.500 m3/ngày, với hàm lượng nước 40%, lưu lượng khí khoảng 320.000
m3/ngày. Áp suất vận chuyển dầu đi CPP-3 tại ống đứng trên BK-14 là 19-21 atm, áp
suất trên ống đứng khi dầu đến CPP-3 là 12-16atm. Nhiệt độ chất lỏng trên BK-14
khoảng 40-41oC và đến CPP-3 dao động trong khoảng 27-31oC. Các kết quả mô
phỏng quá trình hoạt động của đường ống BK-14→CPP-3 được thể hiện tại hình 3.21
và thực tế ở hình 3.22 [15].
Kết quả mô phỏng cho thấy, áp suất tại ống đứng dao động như thực tế ghi
nhận ở thời điểm ban đầu khi đưa đường ống vào vận hành ở chế độ ổn định không
khác biệt nhiều so với điều kiện đường ống ở tình trạng không có lắng đọng paraffin.
98
Bảng 3.6. Kết quả tính toán mô phỏng chiều dày lớp lắng đọng paraffin bên trong đường ống với điều kiện thực tế vận hành
Tuyến đường ống
Chiều
dài,
m
Đường
kính*
Chiều
dày ống,
mm
Ống bọc
cách nhiệt
Đầu vào Đầu ra Lưu lượng
chất lỏng
vận
chuyển,
m3/ngày
% nước
Lớp lắng
đọng
paraffin
tính toán,
mm
Áp
suất,
atm
Nhiệt
độ, оС
Áp
suất,
atm
Nhiệt
độ, оС
MSP-7 – MSP-5 1520 325x16 Không 21,3 35,9 20,2 28,7 492,9 65,3 40
MSP-5 – MSP-3 1005 325x16 Không 19,7 34,3 18,9 29,3 246,1 45,4 37
MSP-3 – MSP-4 900 324x16 Không 6,6 33,0 2,4 32,1 436,0 66,1 41
MSP-4 – MSP-9 3671 324x16 Không 24,.0 46,4 23,0 42,9 3039,5 59,6 10
ThTC-1 – MSP-6 8000 273x12,7 Composite 11,6 43,4 8,4 33,3 543,0 39,.5 8
MSP-6 – MSP-4 1285 325x16 Không 24,5 49,7 24,1 45,9 1031,1 50,3 10
BK-15 – MSP-10 3000 324x16 Composite 12 55 10 39 986 13 20
MSP-10 – MSP-9 2440 324x16 Không 24 40 23 36 1,475 17 15
MSP-9 – BK-3 2700 324x16 Không 23,0 51,0 17.0 47,0 1350,0 70,5 20
MSP-11 – MSP-9 2722 324x16 Không 9,0 45,0 2,2 35,0 215,0 75,0 40
99
Tuyến đường ống
Chiều
dài,
m
Đường
kính*
Chiều
dày ống,
mm
Ống bọc
cách nhiệt
Đầu vào Đầu ra Lưu lượng
chất lỏng
vận
chuyển,
m3/ngày
% nước
Lớp lắng
đọng
paraffin
tính toán,
mm
Áp
suất,
atm
Nhiệt
độ, оС
Áp
suất,
atm
Nhiệt
độ, оС
BK-3 – BK-2 2880 324x16 Không 17,0 48,0 12,5 40,0 1300 10,0 10
BK-1/10 – BK-2 1655 219x12 Không 13,5 88,0 12,4 50,0 2300 36,0 0
BK-5 – BK-2 2160 324x16 Không 14,5 65,0 12,2 47,0 1000 46,0 10
BK-6 – CPP-3 1744 324x16 Composite 14,5 82,0 13,0 78,0 1150 75,0 20
BK-16 – BK-14 4000 323,8x16 Composite 23,0 41,0 21,0 28,5 1250 35,0 18
GTC-1 – BK-14 5976 323,8x16 Composite 24,0 30,0 22,3 28,5 470 39,0 20
BK-14 – BK-9 6700 324x16 Composite 20,0 35,0 17,5 33,0 2000 34,0 22
BK-9 – CPP-3 1300 324x16 Composite 17,5 49,0 13,7 38,0 2500 45,0 15
BK-14 – CPP-3 8740 324x16 Composite 18,0 34,5 13,7 31,5 1000 61,0 10
CPP-3 – FSO-4 2960 426x16 Composite 3,7 60,0 2,2 52,0 7000 2,0 5
CPP-2 – CPP-3 2850 426x16 Composite 4,0 56,0 2,5 55,0 6500 1,5 5
100
Ngoài ra bằng việc áp dụng mô hình OLGA còn cho phép mô phỏng các điều
kiện trùng khớp với thực tế vận hành như áp suất, nhiệt độ, lưu lượng dòng chảy với
các tính chất hóa lý của chất lỏng vận chuyển để tính toán mô phỏng lớp lắng đọng
paraffin tương ứng bên trong thành ống. Kết quả tính toán giá trị chiều dày lớp lắng
đọng paraffin (xem bảng 3.8) cho phép xây dựng được mối quan hệ tác động qua lại
giữa vận tốc dòng chảy của chất lỏng vận chuyển trong ống và giá trị bề dày tương
ứng của lớp lắng đọng paraffin bên trong thành đường ống (hình 3.23). Qua hình 3.23
cho thấy khi vận tốc dòng chảy của chất lỏng vận chuyển trong đường ống ngầm đạt
từ 0,2 đến 0,3m/s thì khả năng lắng đọng của paraffin giảm nhanh chóng từ 25mm
xuống còn 9mm. Kết quả này trùng khớp với kết quả tính toán vận tốc dòng chảy tối
ưu bằng lý thuyết Entropi.
Hình 3.23. Mối tương quan giữa vận tốc dòng chảy chất lỏng trong ống và sự hình
thành lớp chất lắng đọng paraffin bên trong thành ống
3.3. Lựa chọn tổ hợp nhóm các giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả phù hợp
với đường ống thu gom dầu trong điều kiện suy giảm sản lượng mỏ Bạch
Hổ
Phù hợp với thực trạng của dầu khai thác tại mỏ Bạch Hổ và sản lượng khai
thác suy giảm theo thời gian hiện nay, với kết quả nghiên cứu ở các phần trước, cho
phép lựa chọn và đề xuất áp dụng tổ hợp các giải pháp công nghệ phù hợp cho từng
cụm công trình đường ống ngầm thực tế [13], [16], [27], [28], [36].
101
3.3.1. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về năng lượng vận
chuyển và lưu lượng dòng chảy trong đường ống
- Đối với những cụm công trình đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng
vỉa, vấn đề sử dụng hiệu quả năng lượng trong vận hành hệ thống đường ống là hết
sức quan trọng. Chính vì vậy để đảm bảo vận hành hệ thống đường ống một cách an
toàn, giảm thiểu những phức tạp và sự cố với chi phí năng lượng tối ưu, đòi hỏi phải
đảm bảo chế độ dòng chảy trong đường ống từ 0,16-0,32m/s, tốt nhất là trong khoảng
0,28-0,32m/s. Trong trường hợp không đảm bảo được lưu lượng như trên, để tránh
lắng đọng paraffin, nhựa asphalten trong đường ống, cần định kỳ bơm rửa đường ống
trong điều kiện không dừng khai thác với tần suất bơm rửa như sau:
+ Đường ống làm việc với vận tốc dòng chảy ≤ 0,04 m/s, thời gian cần xử lý
bơm rửa đường ống là 4-5 ngày;
+ Đường ống làm việc với vận tốc dòng chảy > 0,04 và ≤ 0,08 m/s, thời gian
cần xử lý bơm rửa đường ống là 7-8 ngày;
+ Đường ống làm việc với vận tốc dòng chảy > 0,08 và < 0,16 m/s, thời gian
cần xử lý bơm rửa đường ống là 12-13 ngày;
+ Đường ống làm việc với vận tốc dòng chảy ≥ 0,16 m/s, không nhất thiết
phải xử lý đường ống bằng bơm rửa, nhưng phải xem xét khả năng xử lý
hóa phẩm định kỳ.
Khi bơm rửa đường ống bằng nước biển đồng thời với việc vận chuyển dầu,
cần bơm với công suất cực đại của các máy bơm ly tâm trên công trình với điều kiện
áp suất trên đường ống không vượt quá áp suất làm việc tối đa cho phép của đường
ống cũng như không vượt quá khả năng xử lý của hệ thống công nghệ ở giàn tiếp
nhận sản phẩm bơm rửa.
- Nhằm đảm bảo lưu lượng tối ưu cho đường ống, đối với những tuyến đường
ống có lưu lượng thấp, cần bổ sung khí (vận chuyển chất lưu dạng hỗn hợp dầu khí).
Lượng khí đưa vào vận chuyển cùng với dầu được xác định trên cơ sở hệ thống động
102
học đường ống ngầm vận chuyển dầu khí sẽ đảm bảo tính bền động và hiệu quả với
chi phí năng lượng thấp nhất khi làm việc ở chế độ dòng chảy trong khoảng 0,16-
0,32m/s và tốt nhất là đạt giá trị 0,28- 0,32m/s [8].
3.3.2. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về lắng đọng paraffin
trong đường ống
Việc xử lý và giải quyết vấn đề lắng đọng paraffin trong đường ống vận chuyển
dầu tại mỏ Bạch Hổ được để xuất áp dụng giải pháp công nghệ :
- Phương pháp bơm rửa đường ống khi không dừng khai thác bằng nước biển;
- Phương pháp gia nhiệt trước khi bơm vào đường ống, đây là giải pháp công
nghệ có hiệu quả cao đối với cụm đường ống có bọc cách nhiệt. Giá trị nhiệt
độ cần được đảm bảo lớn hơn 70oC;
- Xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ kết tinh và lắng đọng của paraffin theo
hàm lượng tính toán cụ thể cho từng loại dầu phù hợp với hóa phẩm sử dụng.
3.3.3. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề nhiệt độ đông đặc và
độ nhớt của dầu
Với đặc điểm nhiệt độ đông đặc của dầu khai thác tại mỏ Bạch Hổ thấp hơn
nhiệt độ môi trường, cũng như giá trị độ nhớt của dầu cao luôn là một thách thức lớn
trong quá trình vận hành hệ thống đường ống vận chuyển dầu, để xử lý và giải quyết
vấn đề này đề xuất sử dụng các giải pháp công nghệ sau:
- Xử lý bằng hóa phẩm để giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thấp hơn nhiệt độ
môi trường;
- Pha trộn condensate vào dầu với hàm lượng 10% thể tích để vận chuyển hỗn
hợp dầu-condensate;
- Pha trộn nước vào dầu với hàm lượng nước không nhỏ hơn 65% nhằm tạo
thành hỗn hợp chất lỏng dầu nước ở trạng thái nhũ tương thuận;
103
- Vận chuyển hỗn hợp dầu – khí với tỷ số khí phụ thuộc vào điều kiện cụ thể
của dầu và được tính toán phù hợp;
- Sử dụng thiết bị tách khí sơ bộ (UPOG) cho dầu trước khi bơm vào đường
ống.
3.4. Đánh giá hiệu quả áp dụng kết quả nghiên cứu của đề tài vào thực tế vận
hành hệ thống đường ống thu gom vận chuyển dầu từ BK-14 về CPP-3 nội
mỏ Bạch Hổ
Trên cơ sở kết quả thực tế vận hành hệ thống đường ống thu gom vận chuyển
dầu nội mỏ Bạch Hổ sau khi được áp dụng kết quả nghiên cứu của luận án cho phép
đưa ra một số nhận định sau:
3.4.1 Đánh giá mức độ bền vững và tính ổn định thủy động học của hệ thống trên
cơ sở lý thuyết Catastrophe
Bằng việc áp dụng kết quả nghiên cứu của luận án vào thực tế vận hành hệ
thống đường ống ngầm mà cụ thể là tại cụm đường ống BK-14→CPP-3 vận chuyển
dầu nhờ năng lượng vỉa trong giai đoạn 2016-2017 với chế độ công nghệ vận chuyển
được duy trì và đảm bảo vận tốc dòng chảy trong đường ống Ø323,8x15,9mm là 0,18-
0,22m/s, tương ứng với lưu lượng là 1150 -1500 m3/ngày. Kết quả tính toán theo lý
thuyết Catastrophe được trình bày trong hình 3.24.
Từ kết quả tính toán Catastrophe đường ống từ BK-14 về CPP-3 (hình 3.24)
cho thấy với việc luôn duy trì chế độ công nghệ với vận tốc dòng chảy 0,18 – 0,22m/s
đã đảm bảo và duy trì cho hệ thống thủy động học của đường ống có mức độ bền
vững và tính ổn định thủy động học cao. So sánh kết quả tính toán giá trị Catastrophe
của đường ống từ BK-14 về CPP-3 từ năm 2011 đến năm 2013 (xem hình 2.13, 2.14
và 2.15) có lưu lượng thay đổi từ 180-3573m3, tương ứng với vận tốc dòng chảy
0,0076-0,49m/s với kết quả tính toán năm 2016 cho thấy rõ sự khác nhau này. Mặt
khác với việc áp dụng chế độ công nghệ vận chuyển dầu theo kết quả nghiên cứu đã
duy trì và vận hành vận chuyển dầu trong tuyến đường ống ngầm từ BK-14 về CPP-
3 một cách an toàn mà không cần phải bơm rửa đường ống định kỳ.
104
Hình 3.24. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2016 cho đường
ống từ BK-14 về CPP-3
3.4.2. Đánh giá mức độ phức tạp của hệ thống đường ống trong quá trình vận
hành
Trong quá trình vận hành cụm đường ống từ BK-14 về CPP-3 trước đây luôn
phải xử lý công nghệ như bơm rửa đường ống. Cụ thể:
- Năm 2011: Dùng condensate để ngâm rửa đường ống trong 55 ngày, dùng
nước biển để bơm rửa đường ống 17 lần (khoảng 750 m3 mỗi lần bơm rửa – 8 giờ);
- Năm 2012: bơm rửa đường ống 15 lần trong 6 tháng đầu năm (6 tháng cuối
năm vận chuyển chung với dầu Gấu Trắng sau đó dừng trong một thời gian dài để
ngâm rửa đường ống bằng condensate và hoán cải hệ thống công nghệ).
Kết quả áp dụng chế độ công nghệ vận chuyển dầu trong đường ống ngầm hợp
lý với vận tốc dòng chảy tối ưu theo kết quả nghiên cứu của luận án đã cho thấy không
hề phải sử dụng một giải pháp công nghệ nào khác để hỗ trợ trong quá trình vận hành
đường ống.
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 50 100 150 200 250 300 350
Thời gian, ngày (năm 2016)
Giá
trị
Del
ta t
ính
to
án t
heo
giá
trị
áp
su
ất
105
3.4.3. Tính toán hiệu quả kinh tế sau khi áp dụng kết quả nghiên cứu của luận án
vào vận hành cụm đường ống từ BK-14 về CPP-3
Hiệu quả kinh tế được xác định trên cơ sở tính toán phần chi phí tiết kiệm lượng
hóa phẩm xử lý dầu, chi phí nước bơm rửa đường ống (bơm rửa định kỳ đồng thời
với quá trình khai thác) và chi phí xử lý nước bơm rửa đường ống đạt đến chất lượng
xả biển.
- Chi phí hóa phẩm xử lý dầu (Hóa phẩm PPD – VX-7484 của Hãng Nalco
Champion): Sau khi áp dụng giải pháp công nghệ, định lượng hóa phẩm giảm từ 1300
ppm (xem phụ lục 1) xuống 700 ppm (xem phụ lục 2) theo chế độ được phê duyệt.
Như vậy:
+ Định lượng hóa phẩm giảm 600 ppm (600 ml/m3)
+ Lượng hóa phẩm tiết giảm khi xử lý 1m3 dầu: 600 ml/m3 = 0,528 kg/m3
+ Chi phí tiết giảm khi xử lý 1m3 dầu: 0,528 kg x 4,213 USD/kg = 2,224 USD
- Chi phí hóa phẩm xử lý nước (Hóa phẩm Deoiler - RBW-517 của Hãng Baker
Petrolite) để xử lý 750m3 nước nhận từ BK-14 của mỗi lần bơm rửa xử lý đạt đến
tiêu chuẩn xả biển:
+ Định lượng: 6ppm (6ml/m3)
+ Tổng lượng hóa phẩm: 6ml/m3 x 750m3 = 4500ml = 5,31 kg
+ Chi phí: 5,31 kg x 9,045 USD/kg = 49,12 USD
(chi phí hóa phẩm bao gồm chi phí mua và chi phí vận chuyển ra giàn CPP-3)
- Chi phí nước bơm rửa mỗi lần:
750m3 x 3,03 USD/m3 = 2.272,5 USD
Trong cả năm 2016, tổng lượng dầu khai thác của BK-14/BT-7 là 176260 m3.
Trong quá trình vận chuyển dầu về CPP-3 không phải bơm rửa đường ống so với
bơm rửa khoảng 30 lần/năm như trước đây (xem phụ lục 3). Do đó hiệu quả kinh tế
khi áp dụng đề tài này như sau:
106
- Tiết giảm chi phí hóa phẩm xử lý dầu:
176260 m3 x 2,224 USD/m3 = 392 002 USD (1)
- Tiết giảm chi phí xử lý nước bơm rửa:
49,12 USD/lần x 30 lần = 1 474 USD (2)
- Tiết giảm chi phí nước bơm rửa:
2.272,5 USD/lần x 30 lần = 68 175 USD (3)
Tổng chi phí tiết giảm: (1) + (2) + (3) = 461 651 USD
Như vậy, tổng chi phí tiết giảm từ khi áp dụng đề tài này hơn 461 651 USD
mỗi năm, trong đó chưa tính đến chi phí nhân công bơm rửa, chi phí lưu kho hóa
phẩm, chi phí khấu hao cho các thiết bị bơm hóa phẩm và một số chi phí khác.
107
KẾT LUẬN
Kết quả nghiên cứu hệ thống đường ống ngầm, quy trình công nghệ trong vận
chuyển dầu khí, tính chất lưu biến và tính chất lý hóa của dầu khí khai thác tại mỏ
Bạch Hổ, cho phép tác giả đưa ra một số kết luận sau đây:
1. Tính chất lưu biến và tính chất lý hóa của dầu mỏ Bạch Hổ thay đổi sau hơn
30 năm khai thác mỏ với xu thế ngày càng phức tạp như nhiệt độ đông đặc tăng từ
5,7 đến 13,6% tùy theo đối tượng khai thác, độ nhớt của dầu ở nhiệt độ 50oС đã tăng
thêm 19,8%, giá trị hàm lượng paraffin tăng thêm 6,74% so với số liệu năm 1995. Hệ
thống đường ống được phát triển theo tiến trình phát triển mỏ nên tính đồng bộ thấp
và không phù hợp đối với dầu nhiều paraffin của mỏ Bạch Hổ;
2. Kết quả nghiên cứu hệ thống động học vận chuyển dầu của đường ống ngầm
tại mỏ Bạch Hổ bằng lý thuyết Catastrophe cho phép đưa ra nhận định hệ thống đường
ống vận chuyển dầu khí nội mỏ Bạch Hổ có trạng thái bền động học kém, cũng như
mức độ ổn định thủy động lực học thấp;
3. Kết hợp lý thuyết Catastrophe và Entropi cho phép tính toán và xác định giá
trị vận tốc dòng chảy trong đường ống từ 0,16 m/s đến 0,32 m/s, tốt nhất là 0,28-0,32
m/s có chi phí năng lượng thấp nhất. Ngoài ra cũng xác định được tần suất và chu kỳ
bơm rửa đường ống khi không dừng vận chuyển dầu trong trường hợp vận tốc dòng
chảy nhỏ hơn 0,16 m/s;
4. Xây dựng và đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ phù hợp cho các
cụm đường ống khác nhau trong nội mỏ Bạch Hổ nhằm đảm bảo an toàn quá trình
vận hành hệ thống đường ống vận chuyển dầu trong giai đoạn khai thác dầu cuối đời
mỏ với sản lượng suy giảm;
5. Hiệu quả kinh tế tính toán sơ bộ năm 2016 khi áp dụng kết quả nghiên cứu
của luận án vào vận hành cụm đường ống ngầm BK-14 - CPP-3 là tiết giảm hóa phẩm
và nước bơm rửa, đạt khoảng 461 651 USD, trong đó chưa tính đến chi phí nhân công
bơm rửa, chi phí lưu kho hóa phẩm, chi phí khấu hao cho các thiết bị bơm hóa phẩm
và một số chi phí khác.
108
KIẾN NGHỊ
Như kết quả nghiên cứu đã chỉ rõ, theo thời gian tính chất lý hóa và lưu biến
của dầu khai thác có nhiều thay đổi theo chiều hướng phức tạp cho quá trình vận
chuyển, nên tác giả có kiến nghị như sau:
1. Cần tiếp tục nghiên cứu và cập nhật thông tin tính chất lý hóa và lưu biến
của dầu khai thác theo thời gian để làm cơ sở lựa chọn giải pháp công nghệ phù hợp
trong quá trình vận chuyển dầu bằng đường ống ngầm;
2. Cho phép ứng dụng phương pháp và kết quả nghiên cứu của luận án vào
vận hành các đường ống ngầm vận chuyển dầu không những chỉ ở mỏ Bạch Hổ mà
ứng dụng cho tất cả các mỏ dầu khí thuộc Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro nói
riêng và các mỏ dầu ở thềm lục địa nam Việt Nam nói chung.
109
DANH MỤC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ
1. Nguyễn Hoài Vũ, Từ Thành Nghĩa, Trần Văn Vĩnh, Phạm Bá Hiển, Trần Văn
Thường, Tống Cảnh Sơn, Phan Đức Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng, (2015),
“Vietsovpetro: Phát triển các giải pháp công nghệ trong xử lý và vận chuyển dầu
nhiều paraffin”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam, (4/2015), tr. 28-31;
2. Nguyễn Hoài Vũ, Từ Thành Nghĩa, Phạm Bá Hiển, Phạm Xuân Sơn, Tống Cảnh
Sơn, Ngô Thường San, Nguyễn Văn Minh, Nguyễn Thúc Kháng (2015), “Những
khó khăn thách thức của Vietsovpetro trong vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng
đường ống ngầm ngoài khơi”, Tạp chí Dầu Khí, (5/2015), tr. 20-25;
3. Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Vũ Trường Sơn, Từ Thành Nghĩa, Cao Tùng Sơn, Phạm
Xuân Sơn, Lê Thị Kim Thoa, Lê Việt Dũng, Ngô Hữu Hải, Nguyễn Thúc Kháng,
Nguyễn Quang Vinh (2015), “Giải pháp khai thác dầu khí cho các mỏ nhỏ, cận
biên”, Tạp chí Dầu Khí, (5/2015), tr. 32-37;
4. Nguyễn Hoài Vũ, Cao Tùng Sơn, Trần Văn Thường, Phạm Bá Hiển, Trần Quốc
Khởi, Phạm Thành Vinh, Phan Đức Tuấn (2015), “Thách thức và giải pháp vận
chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống không bọc cách nhiệt RP1÷UBN3 mỏ
Rồng”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam, (05/2015), tr. 42-45;
5. Nguyễn Hoài Vũ, Trần Xuân Đào, Nguyễn Thế Vinh, Trần Hữu Kiên (2016), “Ứng
dụng lý thuyết Catastrof và Entropi trong đánh giá trạng thái động học đường ống
vận chuyển dầu và khí”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (54), tr. 42-49;
6. Nguyễn Hoài Vũ, Lê Khánh Huy, Đỗ Dương Phương Thảo, Phan Đức Tuấn, Lê
Quang Duyến, Lê Văn Nam (2016), “Đặc tính lý hóa của dầu nhiều paraffin khai
thác tại các mỏ thuộc LD Việt - Nga Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ
- Địa chất, (54), tr. 29-34;
7. Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm
Thành Vinh, Nguyễn Hoài Vũ (2016), Công nghệ xử lý và vận chuyển dầu nhiều
paraffin ở thềm lục địa Nam Việt Nam, Nxb Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội;
110
8. Nguyễn Hoài Vũ, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh, Phan Đức Tuấn (2016),
“Ứng dụng mô hình mô phỏng để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động của
đường ống vận chuyển dầu ở Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro”, Tạp chí Khoa
học và Công nghệ Việt Nam, tập 6, (07/2016), tr. 51-56;
9. Nguyễn Hoài Vũ, Phùng Đình Thực, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh,
Akhmadeev A. G., Phan Đức Tuấn (2016), “Một số kinh nghiệm vận chuyển dầu
nhiều paraffin tại các mỏ của Vietsovpetro và các mỏ kết nối, Báo cáo khoa học
tại Hội nghị Khoa học Kỷ niệm 35 năm ngày thành lập Liên doanh Việt – Nga
Vietsovpetro và 30 năm khai thác tấn dầu đầu tiên, tập II, tr. 68-77;
10. Nguyễn Hoài Vũ, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phan Đức
Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng (2017), “Nghiên cứu các tính chất lưu biến của dầu thô
ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng để vận chuyển bằng đường ống ngầm ngoài khơi”, Tạp
chí Dầu Khí, (01/2017), tr. 24-32;
11. Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Trần Ngọc Tân, Nguyễn Văn Chung, Phạm
Trung Sơn, Lê Văn Nam (2017), “Nghiên cứu sự hoạt động của đường ống vận
chuyển dầu nhiều paraffin trong điều kiện phức tạp ở liên doanh Vietsovpetro”,
Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (58-4), tr. 96-102;
12. Nguyễn Hoài Vũ, Phạm Thành Vinh, Trần Xuân Đào, Nguyễn Thế Vinh, “Nghiên
cứu giải pháp bơm rửa vùng lắng đọng trong đường ống vận chuyển dầu trong điều
kiện không dừng khai thác”, Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam, (09/2017),
tr. 31-34;
13. Nguyen Hoai Vu, Tran Van Vinh, Pham Ba Hien, Tran Quoc Khoi, Tran Van
Thuong, Pham Thanh Vinh, Phan Đuc Tuan, Transportation of high pour point
waxy crude oils at low ambient temperature and low flow rate, «White Bear» oil
filed (Socialist Republic of Vietnam), Problems of Gathering, Treatment and
Transportation of Oil and Oil Products - Institute of Energy Resources
Transportation, (2/2015), pp. 99 -109;
111
14. Nguyen Hoai Vu, Phạm Thanh Vinh, Alberta A.X, Đoan Tien Lu, Nguyen Huu
Nhan, Phan Đuc Tuan, Chau Nhat Bang (2017), Study of optimization of high
paraffinic crude oil transportation through uninsulated pipeline RP-1 → UBN-3,
2nd International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October
19th 2017, pp. 217-225;
15. Nguyen Hoai Vu, Pham Thanh Vinh, Phan Đuc Tuan, Chau Nhat Bang (2017),
Experience of assessment on oil & gas transportation pipeline by using simulation
tools at joint venture Vietsovpetro. 2nd International Conference on Integrated
Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp. 211-216.
112
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Cao Tùng Sơn, Trần Văn Thường, Phạm Bá Hiển, Trần Quốc Khởi, Phạm Thành
Vinh, Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Thách thức và giải pháp vận chuyển
dầu nhiều paraffin bằng đường ống không bọc cách nhiệt RP1÷UBN3 mỏ Rồng,
Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam, 5/2015, tr.42-45;
2. Nguyễn Hoài Vũ, Lê Khánh Huy, Đỗ Dương Phương Thảo, Phan Đức Tuấn, Lê
Quang Duyến, Lê Văn Nam , Đặc tính lý hóa của dầu nhiều paraffin khai thác
tại các mỏ thuộc LD Việt - Nga Vietsovpetro, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ -
Địa chất, (54), tr. 29-34;
3. Nguyễn Hoài Vũ, Nguyễn Vũ Trường Sơn, Từ Thành Nghĩa, Cao Tùng Sơn, Phạm
Xuân Sơn, Lê Thị Kim Thoa, Lê Việt Dũng, Ngô Hữu Hải, Nguyễn Thúc
Kháng, Nguyễn Quang Vinh, Giải pháp khai thác dầu khí cho các mỏ nhỏ, cận
biên, Tạp chí Dầu Khí, 5/2015, tr. 32-37;
4. Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Trần Ngọc Tân, Nguyễn Văn Chung, Phạm
Trung Sơn, Lê Văn Nam, Nghiên cứu sự hoạt động của đường ống vận chuyển
dầu nhiều paraffin trong điều kiện phức tạp ở liên doanh Vietsovpetro, Tạp chí
Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (58-4), tr. 96-102;
5. Nguyễn Hoài Vũ, Phạm Thành Vinh, Trần Xuân Đào, Nguyễn Thế Vinh, Nghiên
cứu giải pháp bơm rửa vùng lắng đọng trong đường ống vận chuyển dầu trong
điều kiện không dừng khai thác, Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam,
(09/2017), tr. 31-34;
6. Nguyễn Hoài Vũ, Phùng Đình Thực, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh,
Akhmadeev A. G., Phan Đức Tuấn, Một số kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều
paraffin tại các mỏ của Vietsovpetro và các mỏ kết nối, Báo cáo khoa học tại
Hội nghị Khoa học Kỷ niệm 35 năm ngày thành lập Liên doanh Việt – Nga
Vietsovpetro và 30 năm khai thác tấn dầu đầu tiên, tập II, tr. 68-77;
113
7. Nguyễn Hoài Vũ, Tống Cảnh Sơn, Phạm Thành Vinh, Phan Đức Tuấn, Ứng dụng
mô hình mô phỏng để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động của đường ống
vận chuyển dầu ở Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, Tạp chí Khoa học và
Công nghệ Việt Nam, tập 6, (07/2016), tr. 51-56;
8. Nguyễn Hoài Vũ, Trần Xuân Đào, Nguyễn Thế Vinh, Trần Hữu Kiên, Ứng dụng
lý thuyết Catastrof và Entropi trong đánh giá trạng thái động học đường ống
vận chuyển dầu và khí, Tạp chí Khoa học kỹ thuật Mỏ - Địa chất, (54), tr. 42-
49;
9. Nguyễn Hoài Vũ, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phan Đức
Tuấn, Nguyễn Thúc Kháng , “Nghiên cứu các tính chất lưu biến của dầu thô ở
mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng để vận chuyển bằng đường ống ngầm ngoài khơi”,
Tạp chí Dầu Khí, (01/2017), tr. 24-32;
10. Nguyễn Ngọc Kiểng, Thống kê học trong nghiên cứu khoa học, NXB Giáo dục,
1996, tr. 203-232;
11. Nguyễn Thúc Kháng, Phát triển công nghệ vận chuyển dầu loại trừ sự phân lớp
nhũ tương với mục đích nâng cao độ tin cậy trong vận hành đường ống dẫn dầu
trên thềm lục địa Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Tổng hợp Dầu khí Quốc
gia Ufa, Liên bang Nga, 1999;
12. Nguyễn Thúc Kháng, Hà Văn Bích, Tống Cảnh Sơn, Ảnh hưởng của mức độ bão
hòa khí đến tính lưu biến của dầu thô tầng móng mỏ Bạch Hổ và Rồng, Tạp chí
Dầu khí, 1/1999, trang 34 – 40;
13. Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm
Thành Vinh, Nguyễn Hoài Vũ, Công nghệ xử lý và vận chuyển dầu nhiều
paraffin ở thềm lục địa Nam Việt Nam, NXB Khoa học Kỹ thuật, 2016;
14. Phùng Đình Thực, Nghiên cứu hoàn thiện công nghệ xử lý và vận chuyển dầu
nhiều paraffin, độ nhớt cao trong khai thác dầu khí tại thềm lục địa phía Nam
Việt Nam, Luận án Phó Tiến sỹ, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội. 1996;
114
15. Phùng Đình Thực, Xử lý và vận chuyển dầu mỏ, NXB Đại học Quốc gia TP.
HCM, 2001;
16. Từ Thành Nghĩa, Ngô Thường San, Nguyễn Văn Minh, Nguyễn Thúc Kháng,
Phạm Xuân Sơn, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Nguyễn Hoài Vũ, Những khó
khăn, thách thức của Vietsovpetro trong vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng
đường ống ngầm ngoài khơi, Tạp chí Dầu khí, 5/2015, tr.20-25;
17. Từ Thành Nghĩa, Nguyễn Thúc Kháng, Trần Văn Vĩnh, Phạm Bá Hiển, Trần Văn
Thường, Tống Cảnh Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Phan Đức Tuấn, Vietsovpetro: Phát
triển các giải pháp công nghệ trong xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffin,
Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam, 4/2015, tr.28-31;
18. Tống Cảnh Sơn, Vấn đề sử dụng hóa phẩm trong khai thác và vận chuyển dầu
khí ở các mỏ của XNLD Vietsovpetro, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học
Công nghệ "30 năm Dầu khí Việt Nam”, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, 2005,
tr. 152 – 159;
19. Tống Cảnh Sơn, Hà Văn Bích, Lê Đình Hòe, Mô hình lắng động paraffin "mềm"
trong đường ống vận chuyển dầu tại các mỏ của XNLD Vietsovpetro, Tuyển tập
báo cáo Hội nghị Khoa học - Công nghệ Viện Dầu khí Việt Nam 25 năm xây
dựng và trưởng thành, 2003, tr. 510-521;
20. Arnold, Vladimir Igorevich, Catastrophe Theory, 3rd ed. Berlin: Springer-Verlag,
1992;
21. Arnold V.I., [et al., editors], Bifurcation theory and Catastrophf theory,
Translated from the Russian, New York, 1999;
22. Ellis R. S., Entropi, large deviations and statistical mechanics, Springer, Berlin,
1985;
23. Gilmore, Robert, Catastrophf Theory for Scientists and Engineers, New York:
Dover, 1993;
24. Jaynes E. T., The minimum Entropi production principle, Ann. Rev. Phys. Chem.
31, 1980, pp. 579–601;
115
25. Jaynes E. T., On the rationale of maximum Entropi methods, Proc. IEEE 70, 1982,
pp. 939–952;
26. M.E. Newberry, S.J. Jackson, Organic Formation Damage Control and
Remediation, Society of Petroleum Engineers, Louisiana, 2010;
27. Nguyen Hoai Vu, Phạm Thanh Vinh, Alberta A.X, Đoan Tien Lu, Nguyen Huu
Nhan, Phan Đuc Tuan, Chau Nhat Bang, Study of optimization of high paraffinic
crude oil transportation through uninsulated pipeline RP-1 → UBN-3, 2nd
International Conference on Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October
19th 2017, pp. 217-225;
28. Nguyen Hoai Vu, Pham Thanh Vinh, Phan Đuc Tuan, Chau Nhat Bang,
Experience of assessment on oil & gas transportation pipeline by using
simulation tools at joint venture Vietsovpetro, 2nd International Conference on
Integrated Petroleum Engineering, Hanoi, October 19th 2017, pp. 211-216;
29. Nguyen Hoai Vu, Tran Van Vinh, Pham Ba Hien, Tran Quoc Khoi, Tran Van
Thuong, Pham Thanh Vinh, Phan Đuc Tuan, Transportation of high pour point
waxy crude oils at low ambient temperature and low flow rate, «White Bear»
oil filed (Socialist Republic of Vietnam), Problems of Gathering, Treatment and
Transportation of Oil and Oil Products - Institute of Energy Resources
Transportation, (2/2015), pp. 99 -109;
30. Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, V.P.Vugovskoi, Le Dinh Hoe,
A new approach to study on thixotropic properties of waxy crude oils from
Dragon and White Tiger fields offshore Vietnam, SPE Asia Pacific Oil and Gas
Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia. 20 - 22 April, 1999;
31. Principal plan for oil and gas gathering and transportation from the northern
and southern area of White Tiger oil field to the treating complex, Russian
Petroleum Institute (VNIPImorneftegas), Moscow, 1989;
32. Shannon C, A mathematical theory of communication, Bell System Tech. J. 27,
1948, pp. 379–423;
116
33. The theory of "Catastroph", Moscow, 1990;
34. Thompson, J. Michael T., Instabilities and Catastrophes in Science and
Engineering, New York: Wiley, 1982;
35. Tim Poston, Ian Stewart, Theory of Catastrophf and application;
36. Ван Н. Т., Совершенствование технологии сбора, подготовки и
транспорта высокозастывающих нефтей месторождений СП
«Вьетсовпетро», Уфа (Nga) 2011 г. (Luận án Tiến sỹ);
37. Дао Ч. С., Руденко А. В., Информационная насыщенность
технологического процесса бурения скважин, г. Баку, Азербайджанское
нефтяное хозяйство №5-1999г;
38. Дж. Касти, Дольшие системы, Связанность, сложность и катастрофы,
Пер. С англ. Москва, Мир, 1982г;
39. Мирзаджанзаде А.X., ШиринЗаде С.А., Повышение эффективности и
качества бурения глубоких скважин, Недра, Москва, 1986, c. 241-250;
40. Nguyễn Phan Phúc, Совершенствование системы транспорта
нефтегазовой продукции скважин шельфовых месторождений,
Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет, Уфа
(Nga), 1999г. (luận án Tiến sỹ);
41. Отчет “Совершенствование системы сбора, подготовки, транспорта и
хранения нефти и газа на месторождениях СП «Вьетсовпетро»”, 2010-
2016гг;
42. Уточненная технологическая схема разработки и обустройства
месторождения "Белый Тигр" , 1986 г. , 1992 г., 1997 г., 2003 г., 2008 г.,
2013г..
Социалистическая Республика Вьетнам Независимость-Свобода-Счастье
*****************************
СП «Вьетсовпетро»
НОРМЫ
РАСХОДА ХИМРЕАГЕНТОВ ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ НА ОБЪЕКТАХ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»
Вунгтау – 2012 г.
Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.2/7
Социалистическая Республика Вьетнам Независимость-Свобода-Счастье
*********************
СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»
НОРМЫ
РАСХОДА ХИМРЕАГЕНТОВ ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ НА ОБЪЕКТАХ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»
Вунг Тау – 2012 г.
Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.3/7
В разработке норм принимали участие:
Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.4/7
Настоящие нормы расхода химреагентов вводятся с даты их утверждения
Главным инженером СП «Вьетсовпетро» и устанавливаются для применения
на Предприятии по добыче нефти и газа (ПДНГ) СП «Вьетсовпетро».
С введением указанных норм расхода реагентов утрачивает силу ранее
утверждённые нормы от 25.10.2010 года и ранее выданные временные
рекомендации.
Настоящие нормы предназначены:
– для практического использования в ПДНГ при оперативном и
перспективном планировании потребности в химреагентах –деэмульгаторах
и депрессаторах для подготовки нефти;
– для организации и планирования материально - технического
снабжения.
При разработке норм расхода деэмульгаторов и депрессаторов,
применяемых в системе сбора, подготовки и транспорта нефти, за основу
приняты :
1. Утверждённые Главным инженером СП «Вьетсовпетро»
«Технические требования на деэмульгаторы и депрессаторы для
подготовки нефтей месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» от
17.01.2007 г.;
2. Результаты обобщения материалов лабораторных исследований,
промысловых испытаний, проведённых в течение последних лет как
лабораторией транспорта нефти и газа (ЛТНиГ) НИПИморнефтегаз,
так и ПДНГ в области подготовки нефтей месторождений Белый
Тигр, Дракон и Южный Дракон-Дой Мой;
3. Представленные в отчётах ежегодного НИР данные о фактическом
расходе химреагентов на подготовку продукции скважин
месторождений Белый Тигр, Дракон и Южный Дракон-Дой Мой;
4. Эффективность реализованных организационно-технических
мероприятий по экономии деэмульгаторов и депрессаторов,
проводимых работниками ПДНГ на морских объектах;
Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.5/7
5. Рабочие параметры технологических процессов в существующей
системе сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти на
месторождениях Белый Тигр, Дракон и Южный Дракон-Дой Мой»;
6. Наработанный опыт применения технологии подготовки нефти на
объектах СП «Вьетсовпетро» и зарубежных фирм;
Настоящие нормы расхода химреагентов установлены в миллилитрах
на кубический метр (мл/м3) подготавливаемой нефти с учётом конкретных
физико-химических характеристик нефтей и практических условий
применения химреагентов по каждому объекту месторождений в зоне
деятельности СП «Вьетсовпетро».
Приведённые в настоящем документе нормы расхода деэмульгаторов и
депрессаторов могут быть пересмотрены, изменены или дополнены на более
прогрессивные, технически обоснованные нормы при следующих
обстоятельствах:
• Внедрение в производство новых или модернизация действующих
установок подготовки нефти;
• Внедрение более совершенной технологии и организации производства;
• Изменение условий применения химреагента;
• Промышленное внедрение нового химреагента;
• Замена химреагента на более эффективный.
Приложение: Указанные нормы расхода химреагентов при подготовке
нефти на объектах ПДНГ прилагаются в виде таблиц.
СПИСАНИЕ ХИМРЕАГЕНТОВ ПО УСТАНОВЛЕННЫМ НОРМАМ
КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩЕНО. ОНО ДОЛЖНО ОСУЩЕСТВЛЯТЬСЯ
СТРОГО ТОЛЬКО ПО ИХ ФАКТИЧЕСКОМУ РАСХОДОВАНИЮ!
Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.6/7
Приложение 1 Нормы расхода деэмульгаторов при подготовке нефти
на объектах СП «Вьетсовпетро» Удельный расход деэмульгатора по объектам месторождений
(в миллилитрах на кубический метр (мл/м3) подготавливаемой нефти) Белый Тигр Дракон и Южный Дракон –
Дой Мой Наименование деэмульгатора
Объекты дозирования деэмульгатора – ЦТП-2, ЦТК-3, МСП-1, МСП-3,
МСП-8, МСП-9, МСП-11
Объекты дозирования деэмульгатора – RP-3, RP-1, RC-7
PX-0190 25 40
DМО 86318 25 40
MA-195 25 40
TPS-609 (*) 25 40
DMC-DEMUL (*) 25 40 Примечание: (*) – до промышленного применения необходимо произвести расширенную апробацию деэмульгаторов TPS-609 и DMC-DEMUL в течение 3 месяцев
Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.7/7
132
PHỤ LỤC SỐ 4
CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN HỆ SỐ a, b, c và Delta CỦA MÔ HÌNH
HÀM BẬC HAI THEO LÝ THYẾT CATASTROPHE
I- Xác định hệ số a, b, c bằng phương pháp bình phương nhỏ nhất
Cho tập hợp giá trị (x1, y1), (x2, y2) ,,, (xm, ym) với m là số lượng các tập hợp giá
trị x,y, Mô hình toán học biểu diễn mối quan hệ x, y có dạng:
2y x x (1)
Để tuyến tính hóa phương trình (1), đặt x2=X, khi đó phương trình (1) có dạng:
y X x (2)
Với y, X, x là các số liệu thực tế,
Căn cứ vào tập hợp các giá trị x, y sẽ xác định được các hệ số , , của phương
trình (2), Đường y X x sẽ đi qua tập hợp điểm với tổng bình phương khoảng
cách nhỏ nhất [4], khi đó, các hệ số , , được xác định như sau:
2
3 2 3 1 1 1 1 2 2 1 3
2 2 2
2 2 1 1 1 1 2
(mB C C )(mA C ) (mB C C )(mB C C )
(mA C )(mA C ) (mB C C )
(3)
2 1 3 1 1 2
2
1 1
(mB C C ) (mB C C )
mA C
(4)
3 1 2C C C
m
(5)
trong đó:
- 2
1 iA X ; 2
2 iA x ;
- 1 i iB x X ; 2 i iB X y ; 3 i iB x y
- 1 iC X ; 2 iC x ; 3 iC y
133
Sau khi tìm được các hệ số thực nghiệm, kiểm tra lại độ chuẩn xác của mô hình
theo hệ số tương quan:
2
i i
2 2
i i i i
(Y y )R
(Y y ) (Y y )
> 0,7 (6)
trong đó: Yi- Các giá trị được xác định theo mô hình;
yi- Các giá trị thực tế;
iy - Trung bình cộng của các giá trị thực tế,
II- Xác định hệ a, b, c bằng các lựa chọn có sẵn trong Excel
Bằng việc sử dụng hàm Scatter trong Insert để vẽ đồ thị của số liệu ở cột A và B
(trong trường hợp này sử dụng tổ hợp 5 cắp số liệu), sau đấy dùng hàm Trendline và
chọn hàm đa thức bậc hai để xác định hàm bậc hai với các giá trị hệ số a, c, b được tính
toán, Tương tự như vậy, thực hiện cho tổ hợp 5 số liệu tiếp theo bằng cách bỏ đi cặp
số liệu thứ nhất và thêm cặp số liệu thứ 6, để đảm bảo luôn có 5 cặp số liệu (xem hình
1P)
Hình 1P, Ví dụ phương pháp xác định các giá trị hệ số a, c, b của hàm bậc hai bằng
các lựa chọn có sẵn trong Excel,
134
III- Xác định hệ a, b, c bằng hàm toán học có sẵn trong Excel
Bằng phương pháp sử dụng các hàm toán học có sẵn trong Excel để phân tích
hồi quy và tương quan, Cụ thể trong trường hợp đối với hàm bậc hai, sử dụng hàm
LINEST với công thức như sau (xem hình 2P):
LINES((known_y’s, known_x’s, const, stats),
Tương ứng với số liệu cho trước ở cột A và B, cũng như ví dụ trên, ở đây xem
xét cho 5 cặp số liệu để tính toán các hệ số a, b và c của hàm bậc 2 theo lý thuyết
Catastrophe, Cụ thể như sau:
a=INDEX(LINEST(B2:B6,A2:A6^{1,2}),1,1),
b=INDEX(LINEST(B2:B6,A2:A6^{1,2}),1,2) và
c=INDEX(LINEST(B2:B6,A2:A6^{1,2}),1,3).
Hình 2P, Ví dụ phương pháp xác định các giá trị hệ số a, c, b của hàm bậc hai bằng
các Hàm có sẵn trong Excel
135
PHỤ LỤC SỐ 5,
THÔNG SỐ CÔNG NGHỆ THỰC TẾ CỦA ĐƯỜNG ỐNG BK-14/CPP-3
THEO NGÀY VÀ KẾT QUẢ TÍNH TOÁN HỆ SỐ a, b, c và Delta
Năm 2011
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
8 01 2011 246 197 16,2 42 - - - -
9 01 2011 246 197 16 41 - - - -
10 01 2011 246 197 16,8 43 - - - -
11 01 2011 243 194 17 42 - - - -
12 01 2011 248 198 16,5 41 -0,086 0,674 15,420 5,742
13 01 2011 248 198 16,5 42 -0,164 1,384 13,980 11,103
14 01 2011 248 198 16,5 42 0,007 -0,181 17,374 -0,463
15 01 2011 248 198 16 44 0,000 -0,200 17,700 0,040
16 01 2011 248 198 17 43 0,107 -1,450 21,186 -6,977
17 01 2011 248 198 17 41 0,107 -1,564 22,043 -7,000
18 01 2011 253 202 16 42 -0,143 2,571 5,214 9,592
19 01 2011 249 199 17,5 42 0,000 0,200 14,700 0,040
20 01 2011 249 199 16 42 -0,036 0,636 14,100 2,418
21 01 2011 249 199 16,1 44 -0,057 1,191 10,566 3,835
22 01 2011 249 199 16 44 -0,114 2,831 -0,946 7,585
23 01 2011 243 189 16 44 0,200 -5,900 59,320 -12,646
24 01 2011 243 189 16 44 -0,007 0,204 14,577 0,458
25 01 2011 259 202 16,2 44 0,043 -1,351 26,626 -2,738
26 01 2011 262 204 16 44 -0,014 0,506 11,600 0,919
27 01 2011 262 204 16,1 44 -0,014 0,534 11,100 0,920
28 01 2011 262 204 16,2 44 0,007 -0,241 18,094 -0,459
29 01 2011 262 204 16,1 44 0,014 -0,571 21,806 -0,920
30 01 2011 262 204 16 44 -0,043 1,800 -2,734 2,771
1 02 2011 270 210 16,2 44 0,014 -0,629 23,006 -0,920
2 02 2011 271 211 16 44 0,007 -0,359 20,554 -0,459
3 02 2011 271 211 16,1 44 0,000 0,000 16,080 0,000
4 02 2011 268 209 16,2 44 0,007 -0,327 19,800 -0,459
5 02 2011 268 209 16 44 0,000 -0,020 16,620 0,000
6 02 2011 266 207 16 38 -0,036 1,919 -9,634 2,305
7 02 2011 266 207 18 42 0,286 -15,640 229,809 -18,029
8 02 2011 273 213 16 42 -0,114 6,789 -84,086 7,646
9 02 2011 273 213 17,5 44 -0,071 4,586 -56,443 4,902
136
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
10 02 2011 273 213 17,3 42 -0,064 4,196 -51,200 4,438
11 02 2011 273 213 17 37 0,121 -7,841 143,500 -8,212
12 02 2011 266 212 18,5 39 -0,007 0,921 -5,354 0,696
13 02 2011 266 212 16,5 43 -0,129 8,663 -128,291 9,067
14 02 2011 266 212 17,3 38 -0,093 6,450 -94,494 6,505
15 02 2011 266 213 17,5 38 0,014 -1,049 36,566 -0,990
16 02 2011 266 213 17,5 41 0,243 -18,071 353,146 -16,479
17 02 2011 266 213 17 42 -0,200 15,320 -275,800 14,062
18 02 2011 266 213 17,5 36 0,007 -0,567 28,600 -0,495
19 02 2011 268 214 19,7 38 0,386 -30,417 616,611 -26,141
20 02 2011 268 214 19,5 42 0,164 -12,801 266,606 -11,321
21 02 2011 264 211 19,8 37 -0,200 17,560 -365,620 15,858
22 02 2011 288 230 19,5 44 -0,321 28,053 -592,109 25,680
23 02 2011 268 214 19 38 -0,086 7,403 -140,111 6,764
24 02 2011 268 214 19 42 -0,057 4,963 -88,140 4,484
25 02 2011 256 205 16,5 41 -0,279 24,919 -537,480 22,029
26 02 2011 256 205 16 42 -0,179 15,836 -331,457 14,015
27 02 2011 256 205 17 42 0,286 -28,129 708,814 -18,857
28 02 2011 256 205 16 39 0,321 -32,050 814,957 -20,600
01 03 2011 256 205 15,5 43 -0,143 14,086 -330,657 9,460
2 03 2011 256 205 16 42 -0,036 3,493 -69,071 2,333
3 03 2011 256 205 15,5 42 0,143 -15,157 417,600 -8,890
4 03 2011 256 205 15,5 42 0,000 -0,100 21,000 0,010
5 03 2011 256 205 15,5 40 -0,036 3,807 -85,771 2,241
6 03 2011 256 205 15 38 0,000 -0,200 26,500 0,040
7 03 2011 256 205 15 40 -0,036 3,850 -88,229 2,218
8 03 2011 256 205 15 41 0,036 -4,221 139,714 -2,139
9 03 2011 256 205 15,3 41 0,114 -13,297 401,709 -6,824
10 03 2011 256 205 16 41 0,121 -14,099 424,140 -7,241
11 03 2011 256 205 15,5 40 -0,043 5,343 -150,840 2,688
12 03 2011 306 245 15 41 -0,200 24,420 -729,660 12,608
13 03 2011 306 245 15 41 -0,100 12,240 -358,920 6,250
14 03 2011 265 212 16 40 0,250 -31,550 1010,400 -14,997
15 03 2011 277 222 17 39 0,286 -36,171 1159,814 -17,130
16 03 2011 263 211 17 36 0,000 0,600 -23,000 0,360
17 03 2011 257 206 17,5 35 -0,143 19,457 -645,100 9,952
18 03 2011 262 210 17 36 -0,179 24,179 -801,100 12,389
19 03 2011 260 208 17,6 36 0,014 -1,823 75,089 -0,968
20 03 2011 256 205 17 40 -0,079 10,853 -357,391 5,461
21 03 2011 257 206 17 40 -0,014 1,900 -45,751 0,996
137
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
22 03 2011 257 206 16,7 38 -0,086 12,051 -406,334 5,922
23 03 2011 257 206 17 37 0,107 -15,579 583,074 -7,197
24 03 2011 264 211 18 37 0,186 -26,914 991,840 -12,417
25 03 2011 264 211 17 36 -0,050 7,530 -266,180 3,465
26 03 2011 264 211 17 36 -0,186 27,917 -1031,631 13,012
27 03 2011 240 192 17 36 -0,071 10,757 -387,629 4,965
28 03 2011 238 192 16 37 0,000 -0,400 47,800 0,160
29 03 2011 238 192 20,5 25 0,571 -88,543 3446,129 -37,028
30 03 2011 255 204 15 36 -0,393 62,021 -2429,986 28,109
31 03 2011 225 180 17 38 -0,286 45,614 -1802,900 20,206
01 04 2011 254 203 16,5 35 -0,179 28,679 -1134,000 12,460
2 04 2011 269 215 16 36 0,536 -88,607 3679,571 -33,570
3 04 2011 240 192 15,5 38 -0,357 59,286 -2443,643 23,878
4 04 2011 258 206 17,5 38 0,357 -60,000 2535,786 -22,551
5 04 2011 250 200 16,5 37 0,107 -18,064 777,543 -6,914
6 04 2011 250 200 17 38 -0,071 12,586 -537,443 4,845
7 04 2011 250 200 17 40 -0,179 31,321 -1356,300 12,246
8 04 2011 250 200 17 38 0,107 -18,907 850,900 -7,191
9 04 2011 250 200 17 40 -0,071 12,814 -557,643 4,879
10 04 2011 250 200 17 40 0,000 0,000 17,000 0,000
11 04 2011 270 216 18 37 0,143 -25,800 1181,714 -9,625
12 04 2011 250 200 16 42 -0,214 39,329 -1787,086 14,949
13 04 2011 250 200 16 39 -0,214 39,557 -1808,229 14,857
14 04 2011 265 212 15,2 37 -0,114 20,926 -940,520 7,934
15 04 2011 250 200 15,5 41 0,271 -52,151 2520,340 -16,598
16 04 2011 250 200 17 40 0,293 -56,079 2699,926 -17,964
17 04 2011 265 212 16,5 41 0,129 -24,663 1198,351 -8,038
18 04 2011 249 199 17 33 -0,114 22,860 -1126,211 7,740
19 04 2011 251 200 15,3 40 -0,386 76,331 -3759,394 26,279
20 04 2011 264 211 15,5 39 -0,057 11,009 -513,054 3,919
21 04 2011 264 211 16,5 42 0,207 -41,993 2143,960 -13,024
22 04 2011 264 211 16 40 0,229 -46,709 2401,820 -14,259
23 04 2011 270 216 15,5 35 -0,207 42,761 -2190,674 13,410
24 04 2011 264 211 15,5 37 -0,143 29,614 -1518,657 9,202
25 04 2011 235 188 16 40 0,179 -37,650 2000,043 -11,080
26 04 2011 243 198 15,5 37 0,036 -7,621 422,214 -2,230
27 04 2011 239 192 16 29 0,000 0,100 5,000 0,010
28 04 2011 235 189 16 39 0,000 0,100 5,000 0,010
29 04 2011 253 202 15 39 -0,107 23,207 -1240,700 6,843
30 04 2011 235 189 15 34 -0,143 31,229 -1690,786 9,060
138
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
01 05 2011 240 193 14,5 36 0,000 -0,400 59,700 0,160
2 05 2011 253 202 15 42 0,179 -40,250 2282,743 -10,468
3 05 2011 235 188 15 38 0,071 -16,143 926,829 -4,216
4 05 2011 247 198 15 40 0,036 -8,093 473,271 -2,116
5 05 2011 266 213 15 39 -0,071 16,529 -941,100 4,308
6 05 2011 247 198 15 40 0,000 0,000 15,000 0,000
7 05 2011 247 198 16 44 0,143 -33,229 1947,086 -8,482
8 05 2011 265 213 14,8 39 -0,100 23,660 -1384,120 6,148
9 05 2011 247 198 16,5 41 0,086 -20,120 1195,769 -5,163
10 05 2011 247 198 16 42 -0,007 1,964 -117,183 0,510
11 05 2011 247 198 15,5 37 -0,057 13,849 -823,174 3,629
12 05 2011 237 190 16,8 44 -0,057 14,243 -871,080 3,755
13 05 2011 238 191 18 43 0,371 -90,991 5588,420 -23,355
14 05 2011 262 210 15,4 41 -0,307 76,301 -4721,794 20,846
15 05 2011 238 191 16,5 41 -0,300 75,060 -4677,960 20,452
16 05 2011 239 192 16,5 42 0,093 -23,610 1517,114 -6,067
17 05 2011 238 191 16 42 0,221 -56,533 3624,289 -14,120
18 05 2011 238 191 17 45 -0,050 13,070 -837,380 3,349
19 05 2011 246 197 17,5 42 0,179 -45,821 2955,700 -11,611
20 05 2011 270 216 17,5 40 0,036 -8,936 574,900 -2,282
21 05 2011 246 197 17 42 -0,250 65,750 -4305,500 17,562
22 05 2011 246 197 15,5 39 -0,321 84,507 -5536,829 22,678
23 05 2011 246 197 16,5 42 0,071 -19,400 1333,357 -4,599
24 05 2011 246 197 16,5 44 0,250 -67,250 4538,600 -16,038
25 05 2011 240 192 15 39 -0,071 18,986 -1245,043 4,731
26 05 2011 270 216 15 36 -0,250 67,750 -4573,800 16,263
27 05 2011 240 192 15 35 0,107 -29,807 2088,000 -6,391
28 05 2011 240 192 15 36 0,214 -59,443 4137,129 -12,657
29 05 2011 240 192 14,5 36 -0,071 19,757 -1351,129 4,308
30 05 2011 258 206 15 34 0,036 -10,050 721,829 -2,116
31 05 2011 240 192 15,5 43 0,143 -40,186 2840,757 -8,398
01 06 2011 240 192 15 38 0,000 0,100 0,800 0,010
2 06 2011 252 202 15 39 -0,143 40,957 -2920,300 8,745
3 06 2011 240 192 16 36 0,107 -30,707 2215,200 -6,443
4 06 2011 215 172 15,5 40 0,071 -20,614 1502,543 -4,349
5 06 2011 213 170 16 42 -0,036 10,679 -782,214 2,287
6 06 2011 227 181 15 -0,214 63,000 -4614,571 13,653
7 06 2011 213 171 15,7 43 0,064 -19,139 1439,906 -3,977
8 06 2011 213 171 16,5 43 0,164 -48,787 3637,389 -10,099
9 06 2011 227 207 17 40 0,221 -66,079 4945,240 -13,692
139
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
10 06 2011 274 219 16 40 -0,264 80,144 -6059,240 17,624
11 06 2011 265 212 16 42 -0,221 67,324 -5100,723 14,776
12 06 2011 216 173 15,7 42 -0,043 12,854 -947,137 2,866
13 06 2011 224 181 15,5 41 0,093 -28,930 2268,874 -5,780
14 06 2011 227 183 15,5 41 0,007 -2,364 210,583 -0,427
15 06 2011 224 181 15,8 42 0,100 -31,260 2458,460 -6,196
16 06 2011 238 192 15,6 40 0,021 -6,719 542,200 -1,335
17 06 2011 218 176 16,5 34 0,093 -29,133 2300,500 -5,748
18 06 2011 214 173 16 41 -0,036 11,527 -913,971 2,308
19 06 2011 223 179 16,8 38 0,043 -13,474 1074,797 -2,695
20 06 2011 252 202 16,8 37 -0,036 11,770 -952,809 2,417
21 06 2011 214 172 17 41 0,043 -13,706 1112,117 -2,802
22 06 2011 214 172 16 34 -0,243 79,191 -6438,726 16,520
23 06 2011 223 179 17 36 0,057 -18,783 1560,080 -3,794
24 06 2011 216 173 16 42 -0,029 9,269 -734,840 1,925
25 06 2011 188 158 18 38 0,286 -94,657 7856,171 -18,507
26 06 2011 212 167 16 40 -0,214 71,671 -5975,886 14,606
27 06 2011 205 164 19 33 0,286 -95,600 8013,429 -18,844
28 06 2011 201 160 18,5 37 0,000 0,600 -83,900 0,360
29 06 2011 201 160 18,5 37 0,036 -11,793 990,571 -2,439
30 06 2011 285 226 17 28 -0,607 207,793 -17760,10 46,200
01 07 2011 193 154 17 31 -0,036 11,736 -943,900 2,884
2 07 2011 201 160 17 40 0,107 -37,521 3301,914 -7,249
3 07 2011 228 182 18 39 0,357 -124,386 10847,043 -23,970
4 07 2011 201 160 17 40 -0,071 25,100 -2187,657 4,965
5 07 2011 212 169 17,5 30 -0,071 25,243 -2212,729 4,994
6 07 2011 206 164 18 42 0,036 -12,493 1109,771 -2,467
7 07 2011 198 158 18,8 40 0,257 -91,283 8118,380 -17,774
8 07 2011 208 166 17,8 40 -0,193 69,333 -6213,040 14,129
9 07 2011 217 173 18,2 38 -0,143 51,549 -4631,826 10,498
10 07 2011 201 160 18,2 42 -0,014 5,151 -446,166 1,042
11 07 2011 198 158 18 42 0,086 -31,320 2879,069 -6,167
12 07 2011 212 169 18,6 36 0,014 -5,089 470,926 -1,016
13 07 2011 256 204 17,8 42 -0,057 20,989 -1908,994 4,179
14 07 2011 266 212 17,3 39 -0,143 52,657 -4834,020 10,478
15 07 2011 264 210 16,8 37 -0,136 50,116 -4608,380 9,893
16 07 2011 245 195 17,3 35 0,186 -69,817 6578,751 -12,639
17 07 2011 256 204 16 41 -0,043 15,754 -1429,937 3,065
18 07 2011 255 203 14,7 37 -0,243 91,200 -8544,794 16,783
19 07 2011 242 193 15 32 -0,029 10,237 -897,611 2,215
140
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
20 07 2011 190 151 17 31 0,586 -223,903 21412,831 -34,716
21 07 2011 191 152 16,8 33 0,279 -106,581 10209,720 -16,944
22 07 2011 200 159 16 34 -0,314 121,754 -11775,22 20,972
23 07 2011 202 161 15 40 -0,471 182,814 -17706,38 31,884
24 07 2011 186 149 14 33 -0,129 49,363 -4720,811 8,846
25 07 2011 197 157 14,5 40 0,186 -73,460 7278,649 -10,624
26 07 2011 200 159 14,5 35 0,250 -98,850 9785,500 -14,177
27 07 2011 202 161 14,5 36 0,107 -42,479 4224,614 -6,120
28 07 2011 205 164 15 37 0,000 0,200 -25,300 0,040
29 07 2011 206 165 14 34 -0,107 42,807 -4261,000 6,309
30 07 2011 194 155 14 35 -0,107 42,921 -4283,914 6,286
31 07 2011 257 207 15 37 0,143 -57,714 5843,357 -8,122
01 08 2011 216 172 15 37 0,214 -86,900 8824,371 -12,137
2 08 2011 192 154 22 34 0,929 -377,157 38310,771 -49,641
3 08 2011 211 170 19 27 -0,071 30,986 -3333,143 7,788
4 08 2011 233 177 15 36 -1,286 530,114 -54623,2 101,842
5 08 2011 221 175 15 35 -1,071 442,871 -45745,4 83,388
6 08 2011 221 175 15 36 0,714 -298,943 31293,029 -41,821
7 08 2011 220 175 15 36 0,571 -239,657 25142,429 -32,862
8 08 2011 201 160 20 36 0,714 -299,000 31304,571 -40,633
9 08 2011 215 172 14 27 -0,500 211,300 -22307 33,690
10 08 2011 225 180 15 28 -0,643 272,471 -28854,28 43,945
11 08 2011 210 168 14,3 39 -0,314 133,246 -14106,22 20,887
12 08 2011 211 169 14,5 38 0,764 -328,184 35244,24 -41,751
13 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
14 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
15 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
16 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
17 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
18 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
19 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
20 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
21 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
22 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
23 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
24 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
25 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
26 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
27 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
28 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
141
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
29 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
30 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
31 08 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
01 09 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
2 09 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
3 09 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
4 09 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
5 09 2011 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000
6 09 2011 330 264 16,2 37 2,314 2,314 2,314 -16,068
7 09 2011 329 263 13,7 33 0,800 0,800 0,800 -1,920
8 09 2011 260 208 16,5 29 -0,936 -0,936 -0,936 -2,627
9 09 2011 272 218 14,9 37 -2,164 -2,164 -2,164 -14,052
10 09 2011 267 214 15,2 33 0,086 0,086 0,086 -0,022
11 09 2011 250 200 15,3 39 -0,250 -0,250 -0,250 -0,187
12 09 2011 258 206 14,5 38 0,100 0,100 0,100 -0,030
13 09 2011 182 146 20,5 34 0,750 0,750 0,750 -1,687
14 09 2011 273 218 16,9 34 -0,043 -0,043 -0,043 -0,006
15 09 2011 253 202 14,9 34 -0,857 -0,857 -0,857 -2,204
16 09 2011 253 202 15 30 -0,729 -0,729 -0,729 -1,592
17 09 2011 201 160 15,3 34 0,707 0,707 0,707 -1,500
18 09 2011 180 143 15,3 40 0,300 0,300 0,300 -0,270
19 09 2011 199 159 15,4 34 -0,021 -0,021 -0,021 -0,001
20 09 2011 204 162 15 33 -0,093 -0,093 -0,093 -0,026
21 09 2011 200 159 16 40 0,107 0,107 0,107 -0,034
22 09 2011 199 158 15 39 -0,057 -0,057 -0,057 -0,010
23 09 2011 206 164 16 40 0,057 0,057 0,057 -0,010
24 09 2011 195 155 21 38 0,714 0,714 0,714 -1,531
25 09 2011 194 154 16,5 38 -0,214 -0,214 -0,214 -0,138
26 09 2011 201 160 17 39 -0,750 -0,750 -0,750 -1,687
27 09 2011 199 158 15 26 -0,643 -0,643 -0,643 -1,240
28 09 2011 205 159 15 37 0,464 0,464 0,464 -0,647
29 09 2011 201 160 15 27 0,071 0,071 0,071 -0,015
30 09 2011 203 161 16 40 0,429 0,429 0,429 -0,551
01 10 2011 206 172 15 41 -0,071 -0,071 -0,071 -0,015
2 10 2011 201 160 14,5 36 -0,214 -0,214 -0,214 -0,138
3 10 2011 199 158 15 27 -0,036 -0,036 -0,036 -0,004
4 10 2011 198 157 15 28 0,214 0,214 0,214 -0,138
5 10 2011 169 135 14,6 27 -0,021 -0,021 -0,021 -0,001
6 10 2011 194 155 14,8 37 -0,071 -0,071 -0,071 -0,015
7 10 2011 186 149 19 36 0,643 0,643 0,643 -1,240
142
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
8 10 2011 252 200 14,7 25 -0,271 -0,271 -0,271 -0,221
9 10 2011 275 218 15,6 35 -0,507 -0,507 -0,507 -0,772
10 10 2011 304 242 14,9 39 -0,329 -0,329 -0,329 -0,324
11 10 2011 284 226 15,4 32 0,571 0,571 0,571 -0,980
12 10 2011 284 225 14,9 36 -0,114 -0,114 -0,114 -0,039
13 10 2011 260 207 15,4 28 0,100 0,100 0,100 -0,030
14 10 2011 243 193 15,1 32 -0,043 -0,043 -0,043 -0,006
15 10 2011 253 201 14,6 32 -0,057 -0,057 -0,057 -0,010
16 10 2011 225 179 14,8 35 -0,057 -0,057 -0,057 -0,010
17 10 2011 194 154 14,1 30 -0,007 -0,007 -0,007 0,000
18 10 2011 185 146 15,4 33 0,193 0,193 0,193 -0,112
19 10 2011 177 138 18,2 28 0,514 0,514 0,514 -0,793
20 10 2011 176 137 17 28 0,036 0,036 0,036 -0,004
21 10 2011 152 118 14,5 28 -0,829 -0,829 -0,829 -2,060
22 10 2011 181 140 14 41 -0,564 -0,564 -0,564 -0,955
23 10 2011 276 178 15 36 0,457 0,457 0,457 -0,627
24 10 2011 257 203 15 30 0,464 0,464 0,464 -0,647
25 10 2011 328 253 15 32 0,000 0,000 0,000 0,000
26 10 2011 271 209 21 32 0,714 0,714 0,714 -1,531
27 10 2011 283 222 15 36 -0,429 -0,429 -0,429 -0,551
28 10 2011 267 209 16 32 -0,714 -0,714 -0,714 -1,531
29 10 2011 272 213 15 31 -0,500 -0,500 -0,500 -0,750
30 10 2011 274 215 15 36 0,714 0,714 0,714 -1,531
31 10 2011 281 225 15 31 -0,071 -0,071 -0,071 -0,015
01 11 2011 267 213 15 37 0,143 0,143 0,143 -0,061
2 11 2011 281 220 20 27 0,714 0,714 0,714 -1,531
3 11 2011 286 224 16,3 36 -0,171 -0,171 -0,171 -0,088
4 11 2011 256 201 15,3 39 -0,764 -0,764 -0,764 -1,752
5 11 2011 258 202 14,7 33 -0,607 -0,607 -0,607 -1,106
6 11 2011 263 206 15,2 36 0,629 0,629 0,629 -1,185
7 11 2011 244 194 14,9 35 0,179 0,179 0,179 -0,096
8 11 2011 259 205 21 31 0,900 0,900 0,900 -2,430
9 11 2011 256 203 14 36 -0,614 -0,614 -0,614 -1,132
10 11 2011 246 195 15,3 27 -0,707 -0,707 -0,707 -1,500
11 11 2011 256 203 14,3 37 -0,421 -0,421 -0,421 -0,533
12 11 2011 255 202 15,2 33 0,964 0,964 0,964 -2,790
13 11 2011 221 175 14,6 36 -0,136 -0,136 -0,136 -0,055
14 11 2011 213 169 14,4 31 0,007 0,007 0,007 0,000
15 11 2011 245 194 15,5 31 0,057 0,057 0,057 -0,010
16 11 2011 236 187 22,1 31,6 1,121 1,121 1,121 -3,773
143
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
17 11 2011 248 197 15,2 30 -0,564 -0,564 -0,564 -0,955
18 11 2011 250 198 15 31 -1,150 -1,150 -1,150 -3,967
19 11 2011 232 184 14,5 32 -0,536 -0,536 -0,536 -0,861
20 11 2011 251 199 14,5 28 0,964 0,964 0,964 -2,790
21 11 2011 247 196 15 31 0,136 0,136 0,136 -0,055
22 11 2011 228 181 14,5 30 0,036 0,036 0,036 -0,004
23 11 2011 259 205 20 28 0,714 0,714 0,714 -1,531
24 11 2011 276 219 14,5 29 -0,429 -0,429 -0,429 -0,551
25 11 2011 286 227 15,2 27 -0,614 -0,614 -0,614 -1,132
26 11 2011 321 264 19 31 0,200 0,200 0,200 -0,120
27 11 2011 261 207 14,5 30 0,364 0,364 0,364 -0,398
28 11 2011 236 187 15 32 -0,621 -0,621 -0,621 -1,159
29 11 2011 253 202 15 32 -0,186 -0,186 -0,186 -0,103
30 11 2011 230 178 15 28 0,607 0,607 0,607 -1,106
01 12 2011 233 184 14 27 -0,214 -0,214 -0,214 -0,138
2 12 2011 244 195 14,9 34 0,057 0,057 0,057 -0,010
3 12 2011 255 204 13,4 31 -0,079 -0,079 -0,079 -0,019
4 12 2011 258 206 15,3 33 0,243 0,243 0,243 -0,177
5 12 2011 200 160 13,8 35 -0,100 -0,100 -0,100 -0,030
6 12 2011 210 168 14,5 34 0,071 0,071 0,071 -0,015
7 12 2011 202 161 20,4 36 0,729 0,729 0,729 -1,592
8 12 2011 181 144 19,1 35 0,400 0,400 0,400 -0,480
9 12 2011 192 153 15,6 35 -1,114 -1,114 -1,114 -3,725
10 12 2011 228 182 14,6 35 -1,143 -1,143 -1,143 -3,918
11 12 2011 217 173 15,3 33 0,464 0,464 0,464 -0,647
12 12 2011 221 176 14,8 29 0,550 0,550 0,550 -0,907
13 12 2011 224 179 14,5 33 0,014 0,014 0,014 -0,001
14 12 2011 210 168 19,6 30 0,643 0,643 0,643 -1,240
15 12 2011 221 176 14,8 31 -0,229 -0,229 -0,229 -0,157
16 12 2011 224 179 14,6 32 -0,693 -0,693 -0,693 -1,440
17 12 2011 192 153 15,1 33 -0,329 -0,329 -0,329 -0,324
18 12 2011 195 156 14,8 32 0,693 0,693 0,693 -1,440
19 12 2011 201 161 14,5 31 -0,071 -0,071 -0,071 -0,015
20 12 2011 184 147 16 33 0,143 0,143 0,143 -0,061
21 12 2011 205 164 21 33 0,886 0,886 0,886 -2,353
22 12 2011 208 166 15,5 33 -0,493 -0,493 -0,493 -0,729
23 12 2011 213 170 15 29 -1,036 -1,036 -1,036 -3,218
24 12 2011 224 179 14,5 33 -0,429 -0,429 -0,429 -0,551
25 12 2011 227 182 15 30 0,857 0,857 0,857 -2,204
26 12 2011 209 167 15 34 0,143 0,143 0,143 -0,061
144
Ngày/tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
27 12 2011 202 162 15 35 0,036 0,036 0,036 -0,004
28 12 2011 238 190 20,5 31 0,714 0,714 0,714 -1,531
29 12 2011 209 167 14,5 30 -0,464 -0,464 -0,464 -0,647
30 12 2011 220 176 14,5 33 -0,821 -0,821 -0,821 -2,024
31 12 2011 220 176 14,5 33 -0,357 -0,357 -0,357 -0,383
Năm 2012
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
01 01 2012 196 157 15 30 - - - -
2 01 2012 197 158 14,5 35 - - - -
3 01 2012 195 156 14,5 30 - - - -
4 01 2012 219 175 21 30 - - - -
5 01 2012 185 148 15,7 34 -0,221 2,119 12,220 15,312
6 01 2012 193 154 15,7 36 -0,843 7,103 3,040 60,700
7 01 2012 199 159 14,3 32 -0,750 6,930 1,840 53,545
8 01 2012 192 154 15 27 0,757 -10,426 50,123 -43,105
9 01 2012 201 161 15 34 0,150 -2,310 23,660 -8,860
10 01 2012 208 166 15 36 0,150 -2,470 24,860 -8,815
11 01 2012 193 154 22 35 0,900 -14,660 73,500 -49,684
12 01 2012 202 162 15,5 32 -0,429 9,371 -33,500 30,395
13 01 2012 219 175 15 25 -1,036 22,836 -107,300 76,941
14 01 2012 197 158 15 34 -0,571 13,014 -56,243 40,817
15 01 2012 205 164 15 29 0,964 -26,521 196,386 -54,102
16 01 2012 227 182 15 26 0,071 -2,100 30,357 -4,263
17 01 2012 198 158 15 36 0,000 0,000 15,000 0,000
18 01 2012 204 163 23 33 1,143 -34,971 281,286 -62,877
19 01 2012 196 157 23 33 0,571 -17,029 141,400 -33,228
20 01 2012 228 182 15 32 -1,714 62,514 -548,200 148,950
21 01 2012 224 179 14,2 31 -1,829 68,526 -620,177 159,621
22 01 2012 196 157 15,2 34 0,657 -28,726 328,423 -38,116
23 01 2012 198 158 14,7 31 1,200 -52,040 577,660 -64,606
24 01 2012 215 172 14,9 33 0,036 -1,541 31,354 -2,103
25 01 2012 207 166 14,9 30 -0,093 4,381 -36,686 5,571
26 01 2012 213 170 20,3 28 0,829 -38,731 466,640 -46,455
27 01 2012 214 171 15,4 29 -0,343 17,823 -214,560 23,401
28 01 2012 209 167 15,2 32 -0,764 39,853 -501,849 54,027
29 01 2012 212 169 16,6 30 -0,236 12,559 -150,294 16,012
145
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
30 01 2012 217 174 16,4 31 0,786 -44,660 649,689 -47,363
31 01 2012 221 175 14,5 33 -0,357 20,654 -282,283 23,338
01 02 2012 210 168 20,6 31 0,550 -32,130 484,460 -33,475
2 02 2012 219 174 15,5 35 -0,129 8,171 -112,780 8,771
3 02 2012 228 182 15 34 -0,600 38,220 -591,040 42,272
4 02 2012 212 169 14,5 30 -0,614 39,983 -633,229 42,696
5 02 2012 236 188 14,7 32 0,757 -52,766 933,323 -42,414
6 02 2012 227 181 15 31 0,164 -11,630 220,411 -9,585
7 02 2012 228 162 14 37 -0,064 4,479 -63,146 3,820
8 02 2012 234 186 20 32 0,736 -53,413 983,251 -40,635
9 02 2012 241 192 14 31 -0,400 30,760 -574,940 26,274
10 02 2012 230 183 14,5 32 -0,643 50,043 -957,100 43,173
11 02 2012 244 194 14 26 -0,464 36,593 -704,629 30,441
12 02 2012 224 178 15 28 0,929 -77,143 1615,571 -49,673
13 02 2012 221 176 15,5 32 0,107 -8,650 188,686 -6,043
14 02 2012 212 169 14,5 30 -0,107 9,364 -189,643 6,414
15 02 2012 224 178 20 35 0,536 -45,993 1001,271 -30,239
16 02 2012 212 169 14,7 35 -0,364 33,176 -738,560 24,441
17 02 2012 205 163 15,3 35 -0,543 49,923 -1130,680 37,101
18 02 2012 196 152 14,9 33 -0,421 39,224 -895,883 28,342
19 02 2012 194 154 14,4 34 0,614 -60,071 1482,746 -34,742
20 02 2012 200 159 15 32 -0,007 0,670 -0,806 0,426
21 02 2012 203 162 14,9 30 0,121 -12,213 321,729 -7,114
22 02 2012 194 154 14,6 33 -0,021 2,176 -40,423 1,269
23 02 2012 198 157 20,6 33 0,757 -77,543 1999,300 -42,128
24 02 2012 193 154 14,7 35 -0,379 40,639 -1073,720 25,575
25 02 2012 189 151 14,8 30 -0,793 85,619 -2293,926 55,518
26 02 2012 188 150 14,4 33 -0,486 52,809 -1418,394 33,008
27 02 2012 189 151 14,1 27 0,764 -86,930 2485,471 -41,616
28 02 2012 180 143 15,5 28 0,193 -21,896 635,777 -11,034
29 02 2012 199 158 14,8 27 0,079 -9,004 272,497 -4,565
01 03 2012 260 208 14,6 27 -0,136 16,124 -463,960 8,129
2 03 2012 187 149 20,5 27 0,679 -80,239 2386,000 -38,057
3 03 2012 194 154 15,6 28 -0,164 20,633 -630,769 11,210
4 03 2012 200 159 14,4 34 -0,914 113,391 -3497,946 65,129
5 03 2012 206 164 15 37 -0,493 61,570 -1905,754 33,806
6 03 2012 194 154 14 35 0,686 -89,131 2910,254 -38,000
7 03 2012 198 158 22 36 1,200 -154,760 5003,200 -64,702
146
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
8 03 2012 200 159 16 32 -0,300 40,620 -1357,240 21,296
9 03 2012 203 161 14,5 32 -1,071 143,671 -4797,900 79,051
10 03 2012 221 173 14,5 33 -0,821 111,064 -3736,243 59,049
11 03 2012 206 163 14 32 0,893 -124,964 4386,057 -48,417
12 03 2012 201 160 14,7 31 0,279 -39,310 1400,883 -15,708
13 03 2012 191 152 15 31 0,129 -18,137 653,891 -7,331
14 03 2012 201 160 21,5 32 0,971 -138,386 4941,883 -52,139
15 03 2012 191 152 15 29 -0,586 86,394 -3168,300 41,098
16 03 2012 206 163 15 32 -0,971 143,831 -5305,800 70,657
17 03 2012 191 152 15 36 -0,464 68,993 -2545,629 32,418
18 03 2012 784 627 16 35 1,071 -163,957 6286,529 -60,321
19 03 2012 869 694 15,5 37 0,000 0,200 -0,100 0,040
20 03 2012 766 612 15,4 35 -0,121 19,073 -733,289 7,605
21 03 2012 747 597 15,9 33 -0,043 6,891 -261,306 2,697
22 03 2012 678 542 14,9 32 -0,029 4,391 -152,860 1,815
23 03 2012 746 597 16,8 41 0,179 -28,719 1169,940 -10,915
24 03 2012 726 580 16,3 31 0,064 -10,273 425,849 -3,972
25 03 2012 655 524 15,1 34 -0,200 33,180 -1359,940 12,960
26 03 2012 576 460 15,2 34 -0,307 51,490 -2141,686 20,006
27 03 2012 603 482 15,8 32 0,250 -42,810 1847,940 -15,244
28 03 2012 658 526 15,8 34 0,207 -35,659 1549,834 -12,615
29 03 2012 642 473 15,4 35 -0,114 20,006 -859,780 7,186
30 03 2012 640 472 18 34 0,257 -44,737 1961,080 -15,699
31 03 2012 712 492 16 32 -0,071 12,974 -572,583 4,737
01 04 2012 655 480 15,4 36 -0,357 64,266 -2874,223 24,049
2 04 2012 624 458 15,1 34 -0,314 56,880 -2556,871 20,982
3 04 2012 512 379 15,4 32 0,350 -65,010 3033,800 -21,020
4 04 2012 498 368 15,7 37 0,171 -31,946 1503,443 -10,404
5 04 2012 498 368 16,3 33 0,129 -23,931 1128,820 -7,823
6 04 2012 514 373 15,5 38 -0,136 25,956 -1225,100 8,645
7 04 2012 510 370 15 34 -0,214 41,043 -1949,249 13,732
8 04 2012 506 367 16 36,5 0,079 -15,313 761,611 -4,880
9 04 2012 525 373 15 32 0,079 -15,610 790,583 -4,797
10 04 2012 537 386 15 32 -0,071 14,043 -674,729 4,422
11 04 2012 541 389 17 36 0,214 -42,557 2128,029 -12,914
12 04 2012 536 385 17 33 0,286 -57,314 2889,600 -17,473
13 04 2012 500 363 14,7 37,5 -0,471 96,311 -4902,340 31,479
14 04 2012 509 370 20,6 35 0,393 -80,039 4092,226 -24,467
147
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
15 04 2012 480 351 15 37 -0,214 44,531 -2296,266 14,820
16 04 2012 742 530 19,5 40 0,150 -30,970 1615,160 -9,955
17 04 2012 812 583 17 38 -0,479 101,807 -5396,011 35,187
18 04 2012 784 558 16,5 38 0,229 -49,534 2700,517 -15,399
19 04 2012 807 563 17 45 -0,429 92,671 -4991,800 30,622
20 04 2012 812 561 15,8 41 0,257 -56,797 3152,420 -16,574
21 04 2012 816 569 16,1 37 -0,007 1,321 -42,434 0,534
22 04 2012 812 566 15,5 40 -0,050 10,810 -567,580 3,340
23 04 2012 822 574 20,7 43 0,850 -189,690 10598,200 -51,584
24 04 2012 826 577 16,6 41 -0,214 49,049 -2788,906 15,272
25 04 2012 814 568 15,2 48 -0,779 177,444 -10091,957 57,237
26 04 2012 786 549 29,1 32 1,436 -328,044 18754,320 -90,327
27 04 2012 790 552 16,9 46 -0,064 15,404 -902,040 5,339
28 04 2012 786 535 16,1 46 -1,779 416,256 -24332,717 158,918
29 04 2012 777 529 15,4 37 -1,271 298,797 -17533,609 108,809
30 04 2012 764 521 16 40 1,836 -439,670 26340,209 -102,680
01 05 2012 788 541 15,6 38 0,150 -36,270 2208,100 -9,347
2 05 2012 771 518 15,9 45 0,071 -17,306 1063,863 -4,473
3 05 2012 730 490 16,4 36 0,036 -8,524 524,180 -2,219
4 05 2012 745 502 16 40 0,014 -3,434 222,240 -0,905
5 05 2012 737 490 15,5 41 -0,179 44,276 -2728,237 11,598
6 05 2012 704 469 16,5 47 0,064 -16,041 1016,646 -4,096
7 05 2012 712 475 16,2 43 0,121 -30,590 1942,417 -7,712
8 05 2012 747 500 15 39 -0,193 48,856 -3077,857 12,534
9 05 2012 724 482 25 45 1,221 -310,936 19803,083 -71,186
10 05 2012 724 482 16 41 -0,443 115,037 -7451,580 33,603
11 05 2012 711 470 15 35 -1,329 345,289 -22414,560 106,822
12 05 2012 639 419 16,5 36 -0,643 167,729 -10921,586 48,796
13 05 2012 607 395 16 36 1,393 -369,464 24515,057 -80,031
14 05 2012 581 382 16,2 37 0,029 -7,460 502,663 -1,796
15 05 2012 574 376 16,9 41 -0,064 17,579 -1184,966 4,301
16 05 2012 658 372 16,5 36 0,050 -13,410 915,420 -3,256
17 05 2012 563 371 15,5 30 -0,250 67,930 -4597,760 16,725
18 05 2012 556 368 16 33 -0,071 19,391 -1299,620 4,708
19 05 2012 590 396 17 34 0,307 -84,801 5869,134 -19,368
20 05 2012 584 392 17,5 36 0,250 -69,150 4797,600 -15,878
21 05 2012 595 365 15,5 31 -0,393 110,150 -7703,914 26,871
22 05 2012 602 395 16,3 35 -0,207 58,324 -4088,643 13,990
148
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
23 05 2012 620 412 15,7 35 0,043 -12,551 934,446 -2,652
24 05 2012 615 408 17 36 0,371 -106,309 7622,440 -23,256
25 05 2012 1267 928 17 36 0,021 -5,801 407,320 -1,257
26 05 2012 1267 863 16,8 37 -0,036 10,587 -767,611 2,429
27 05 2012 1203 839 16,6 37 -0,229 66,903 -4878,511 15,639
28 05 2012 1136 787 16,6 39 0,000 -0,120 34,440 0,014
29 05 2012 1124 774 18,7 34 0,343 -101,166 7479,037 -22,463
30 05 2012 1102 750 16,6 35 -0,121 36,356 -2703,863 8,433
31 05 2012 1108 756 17 39 -0,243 72,937 -5458,700 17,090
01 06 2012 830 551 17,3 32 -0,079 23,699 -1769,580 5,469
2 06 2012 921 639 18,3 37 0,436 -132,467 10084,971 -29,121
3 06 2012 937 644 18,9 34 0,079 -23,453 1766,471 -5,140
4 06 2012 950 650 20,1 37 0,100 -30,020 2269,600 -6,640
5 06 2012 947 638 19 34 -0,257 80,234 -6239,223 20,054
6 06 2012 940 635 18 41 -0,393 122,521 -9533,126 30,874
7 06 2012 1205 693 17,5 41 -0,236 73,524 -5714,020 18,316
8 06 2012 1119 752 18 42 0,264 -84,084 6705,680 -18,695
9 06 2012 1526 1068 17 42 0,071 -23,114 1887,143 -4,913
10 06 2012 1388 916 17 41 -0,036 11,179 -856,714 2,573
11 06 2012 1354 867 18 40 0,143 -46,000 3720,214 -9,837
12 06 2012 1365 864 16 42 -0,071 22,843 -1808,629 5,045
13 06 2012 1278 804 17 38 -0,071 23,186 -1864,343 4,908
14 06 2012 1258 778 18 40 0,214 -70,186 5763,800 -14,366
15 06 2012 1257 771 17 37 0,143 -47,143 3906,200 -9,665
16 06 2012 1245 752 17 40 -0,286 95,057 -7888,771 20,122
17 06 2012 1257 755 17 40 -0,071 23,757 -1958,029 4,965
18 06 2012 1248 751 16 42 0,000 -0,400 84,200 0,160
19 06 2012 1250 752 17,5 40 0,143 -48,286 4096,757 -9,494
20 06 2012 1266 755 17,8 40 0,221 -75,076 6380,203 -14,674
21 06 2012 1274 759 16,5 36 -0,129 44,051 -3756,020 8,861
22 06 2012 1243 740 17,4 43 -0,200 68,980 -5930,320 13,984
23 06 2012 1198 702 17,2 36 0,086 -29,757 2599,751 -5,856
24 06 2012 1186 678 17,8 43 0,193 -67,044 5843,717 -13,074
25 06 2012 1200 697 16,7 38 -0,229 80,080 -6996,423 16,077
26 06 2012 1197 693 18,7 39 0,193 -67,676 5954,157 -13,205
27 06 2012 1159 668 17,5 38 -0,036 12,793 -1127,791 2,544
28 06 2012 1388 839 17 41 -0,143 50,777 -4494,220 10,193
29 06 2012 1522 955 18,1 38 -0,079 28,239 -2519,440 5,593
149
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
30 06 2012 1473 918 17,7 40 0,229 -82,426 7448,257 -15,837
01 07 2012 1491 943 18,1 43 0,021 -7,567 685,269 -1,476
2 07 2012 1481 917 16,7 37 -0,300 109,140 -9908,160 21,748
3 07 2012 1476 909 20,4 42 0,457 -166,954 15260,663 -31,479
4 07 2012 1633 958 18,8 43 0,079 -28,464 2595,497 -5,512
5 07 2012 1618 953 18,5 44 -0,221 82,219 -7613,100 16,862
6 07 2012 1970 1259 18 47 -0,507 188,727 -17538,640 39,550
7 07 2012 2095 1359 18 44 0,214 -80,703 7616,389 -15,382
8 07 2012 2079 1326 18 44 0,079 -29,753 2834,611 -5,645
9 07 2012 2055 1299 19 44 0,214 -80,900 7653,471 -15,308
10 07 2012 2022 1274 19 45 0,071 -26,843 2539,829 -5,126
11 07 2012 2036 1284 19,2 46 -0,043 16,711 -1609,686 3,326
12 07 2012 2037 1282 18,6 44 -0,214 82,426 -7907,120 16,467
13 07 2012 1967 1270 18 48 -0,143 54,903 -5255,920 10,941
14 07 2012 1951 1264 17,5 48 -0,100 38,380 -3663,460 7,640
15 07 2012 1957 1263 18 45 0,164 -64,421 6333,146 -11,661
16 07 2012 1951 1255 17,5 45 0,086 -33,820 3353,669 -6,037
17 07 2012 1993 1249 17,5 47 0,000 -0,100 37,400 0,010
18 07 2012 1970 1233 19 45 0,179 -70,464 6968,757 -12,468
19 07 2012 1943 1211 18 46 0,036 -14,064 1402,400 -2,539
20 07 2012 1909 1184 18,2 45 -0,150 60,190 -6019,660 11,040
21 07 2012 1424 882 16 29 -0,443 177,649 -17796,866 33,139
22 07 2012 1424 882 16 29 -0,029 10,743 -986,731 2,640
23 07 2012 1528 1030 18 43 0,414 -168,420 17133,371 -27,148
24 07 2012 1528 1030 18 43 0,457 -186,354 19008,143 -29,827
25 07 2012 1933 1185 18,7 46 -0,043 18,311 -1935,346 3,535
26 07 2012 1950 1175 18,4 47 -0,279 115,321 -11916,380 20,780
27 07 2012 1873 1206 17,2 44 -0,243 100,423 -10362,800 18,030
28 07 2012 1972 1205 17,9 48 -0,064 26,573 -2727,729 4,701
29 07 2012 1973 1206 17,8 48 0,164 -68,901 7241,906 -11,560
30 07 2012 1979 1211 18,1 48 0,157 -66,000 6947,566 -11,041
31 07 2012 1974 1206 17,5 45 -0,157 66,394 -6995,023 11,330
01 08 2012 1972 1205 17,8 47 -0,007 2,979 -292,594 0,512
2 08 2012 1983 1209 17,8 46 0,021 -9,159 996,340 -1,521
3 08 2012 1991 1214 17,9 46 0,079 -33,639 3618,060 -5,551
4 08 2012 1898 1116 18 45 -0,021 9,324 -996,343 1,541
5 08 2012 1932 1134 18 45 0,000 0,060 4,940 0,004
6 08 2012 1748 1071 18,5 46 0,050 -21,550 2339,840 -3,565
150
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
7 08 2012 1858 1113 18 46 -0,050 21,870 -2373,280 3,641
8 08 2012 1879 1122 18 47 -0,071 31,286 -3407,543 5,212
9 08 2012 1887 1125 18 47 -0,036 15,664 -1699,400 2,598
10 08 2012 1879 1120 18 47 0,071 -31,671 3528,700 -5,121
11 08 2012 1891 1123 18,2 45 0,029 -12,646 1417,217 -2,054
12 08 2012 1912 1137 17,5 46 -0,086 38,149 -4226,534 6,216
13 08 2012 1894 1129 18 49 0,007 -3,250 387,526 -0,510
14 08 2012 1883 1119 18 47 0,057 -25,734 2915,183 -4,074
15 08 2012 1890 1124 18 47 0,064 -29,047 3299,009 -4,580
16 08 2012 1882 1117 18,5 47 0,000 0,200 -27,400 0,040
17 08 2012 1872 1114 18,5 46 0,036 -16,136 1840,500 -2,567
18 08 2012 1600 996 16,5 47 -0,321 146,964 -16780,243 23,903
19 08 2012 1224 835 16,5 45 -0,214 98,071 -11202,686 15,703
20 08 2012 1227 840 16,5 45 0,143 -66,600 7778,614 -9,362
21 08 2012 1246 844 16,8 47 0,329 -152,797 17780,211 -21,311
22 08 2012 1257 849 16,6 47 -0,007 3,379 -382,834 0,477
23 08 2012 1305 867 17 47 0,021 -9,919 1164,240 -1,414
24 08 2012 1323 881 15,8 46 -0,171 -0,171 -0,171 -0,088
25 08 2012 1723 1091 20,7 47 0,614 0,614 0,614 -1,132
26 08 2012 1998 1311 20,7 46 0,379 0,379 0,379 -0,430
27 08 2012 2036 1335 18,4 45 -0,507 -0,507 -0,507 -0,772
28 08 2012 2043 1339 19 40 -0,779 -0,779 -0,779 -1,819
29 08 2012 2094 1381 18,4 45 0,121 0,121 0,121 -0,044
30 08 2012 2012 1373 18,4 43 0,243 0,243 0,243 -0,177
31 08 2012 2127 1390 18,9 41 0,029 0,029 0,029 -0,002
01 09 2012 2156 1406 19,3 47 0,179 0,179 0,179 -0,096
2 09 2012 2222 1397 18,3 45 -0,150 -0,150 -0,150 -0,068
3 09 2012 2218 1390 18,6 46 -0,129 -0,129 -0,129 -0,050
4 09 2012 2201 1375 18,5 45 0,021 0,021 0,021 -0,001
5 09 2012 2202 1370 18,5 45 0,114 0,114 0,114 -0,039
6 09 2012 2284 1398 19,5 46 0,107 0,107 0,107 -0,034
7 09 2012 2302 1391 19,5 46 0,086 0,086 0,086 -0,022
8 09 2012 2287 1384 19,4 47 -0,086 -0,086 -0,086 -0,022
9 09 2012 2263 1365 19,1 46 -0,193 -0,193 -0,193 -0,112
10 09 2012 2218 1372 19,8 45 0,086 0,086 0,086 -0,022
11 09 2012 2241 1395 19,5 46 0,043 0,043 0,043 -0,006
12 09 2012 2216 1391 19,6 47 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
13 09 2012 2190 1376 20,2 45 0,014 0,014 0,014 -0,001
151
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
14 09 2012 2190 1377 19,7 44 0,007 0,007 0,007 0,000
15 09 2012 2165 1357 19,8 43 -0,079 -0,079 -0,079 -0,019
16 09 2012 2112 1314 20,4 42 0,043 0,043 0,043 -0,006
17 09 2012 2055 1276 21,5 42 0,264 0,264 0,264 -0,210
18 09 2012 2029 1245 20 43 -0,193 -0,193 -0,193 -0,112
19 09 2012 2019 1227 19,7 47 -0,314 -0,314 -0,314 -0,296
20 09 2012 1999 1221 19,8 47 -0,057 -0,057 -0,057 -0,010
21 09 2012 2036 1213 20,7 47 0,371 0,371 0,371 -0,414
22 09 2012 2033 1216 18,6 45 -0,200 -0,200 -0,200 -0,120
23 09 2012 2038 1212 20,1 46 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
24 09 2012 2010 1186 19,2 47 0,000 0,000 0,000 0,000
25 09 2012 2186 1339 22,4 45 0,586 0,586 0,586 -1,029
26 09 2012 2155 1310 19,7 48 -0,307 -0,307 -0,307 -0,283
27 09 2012 2095 1254 18,7 47 -0,436 -0,436 -0,436 -0,570
28 09 2012 2035 1187 19,1 46 -0,279 -0,279 -0,279 -0,233
29 09 2012 2043 1196 20,6 43 0,700 0,700 0,700 -1,470
30 09 2012 2135 1288 19,8 47 0,107 0,107 0,107 -0,034
01 10 2012 2114 1278 20,6 42 -0,107 -0,107 -0,107 -0,034
2 10 2012 2077 1250 19,5 49 -0,257 -0,257 -0,257 -0,198
3 10 2012 2020 1186 22,4 46 0,393 0,393 0,393 -0,463
4 10 2012 2053 1172 20,4 47 -0,114 -0,114 -0,114 -0,039
5 10 2012 1951 1129 18,5 45 -0,464 -0,464 -0,464 -0,647
6 10 2012 1974 1159 21,5 46 0,021 0,021 0,021 -0,001
7 10 2012 1968 1157 21 44 0,564 0,564 0,564 -0,955
8 10 2012 1978 1170 19,5 48 -0,193 -0,193 -0,193 -0,112
9 10 2012 1981 1189 19,6 45 -0,486 -0,486 -0,486 -0,708
10 10 2012 2000 1256 20 47 0,243 0,243 0,243 -0,177
11 10 2012 2017 1260 19,8 47 0,207 0,207 0,207 -0,129
12 10 2012 2006 1247 20 48 -0,029 -0,029 -0,029 -0,002
13 10 2012 2001 1229 20 49 -0,029 -0,029 -0,029 -0,002
14 10 2012 2033 1234 19,8 50 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
15 10 2012 2030 1216 20 49 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
16 10 2012 1984 1185 19,5 48 -0,043 -0,043 -0,043 -0,006
17 10 2012 1955 1160 21 48 0,193 0,193 0,193 -0,112
18 10 2012 2012 1173 21 50 0,114 0,114 0,114 -0,039
19 10 2012 2044 1191 24 43 0,393 0,393 0,393 -0,463
20 10 2012 2110 1225 18,8 48 -0,743 -0,743 -0,743 -1,656
21 10 2012 2551 1580 19,7 42 -0,457 -0,457 -0,457 -0,627
152
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
22 10 2012 2462 1499 20,6 44 0,136 0,136 0,136 -0,055
23 10 2012 2287 1403 19,3 38 0,557 0,557 0,557 -0,931
24 10 2012 2285 1378 19,9 44 -0,200 -0,200 -0,200 -0,120
25 10 2012 2215 1329 19,2 45 -0,093 -0,093 -0,093 -0,026
26 10 2012 2197 1314 19,5 45 0,136 0,136 0,136 -0,055
27 10 2012 2156 1282 19,8 48 0,029 0,029 0,029 -0,002
28 10 2012 2175 1259 20,4 46 0,186 0,186 0,186 -0,103
29 10 2012 2171 1204 19,2 47 -0,193 -0,193 -0,193 -0,112
30 10 2012 2480 1456 20,3 48 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
31 10 2012 2511 1482 20,8 46 0,150 0,150 0,150 -0,068
01 11 2012 2524 1533 21,6 42 0,243 0,243 0,243 -0,177
2 11 2012 2387 1450 20,9 47 -0,236 -0,236 -0,236 -0,167
3 11 2012 2448 1462 20,4 45 -0,250 -0,250 -0,250 -0,187
4 11 2012 2337 1392 22,7 47 0,229 0,229 0,229 -0,157
5 11 2012 2366 1416 20 47 -0,086 -0,086 -0,086 -0,022
6 11 2012 2840 1796 20,9 47 -0,157 -0,157 -0,157 -0,074
7 11 2012 2887 1837 21 47 -0,057 -0,057 -0,057 -0,010
8 11 2012 2819 1797 21 45 0,329 0,329 0,329 -0,324
9 11 2012 2762 1751 21 45 -0,136 -0,136 -0,136 -0,055
10 11 2012 2701 1708 21 47 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
11 11 2012 2849 1833 20 47 -0,143 -0,143 -0,143 -0,061
12 11 2012 2789 1781 21,6 46 0,157 0,157 0,157 -0,074
13 11 2012 2762 1769 20 46 -0,043 -0,043 -0,043 -0,006
14 11 2012 2723 1734 21 45 0,057 0,057 0,057 -0,010
15 11 2012 2785 1781 20 45 -0,186 -0,186 -0,186 -0,103
16 11 2012 2978 1957 22,9 44 0,500 0,500 0,500 -0,750
17 11 2012 3190 2129 23 47 0,150 0,150 0,150 -0,068
18 11 2012 3108 2056 22,6 45 -0,114 -0,114 -0,114 -0,039
19 11 2012 2992 1961 22,5 46 -0,464 -0,464 -0,464 -0,647
20 11 2012 2,817 1813 20,9 47 -0,221 -0,221 -0,221 -0,147
21 11 2012 2770 1768 20,5 43 -0,107 -0,107 -0,107 -0,034
22 11 2012 2447 1477 20,9 49 0,157 0,157 0,157 -0,074
23 11 2012 2656 1659 22,1 45 0,457 0,457 0,457 -0,627
24 11 2012 3075 1999 22,7 49 0,200 0,200 0,200 -0,120
25 11 2012 3029 1937 23,3 45 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
26 11 2012 2911 1812 21,6 50 -0,414 -0,414 -0,414 -0,515
27 11 2012 2774 1711 21,4 50 -0,279 -0,279 -0,279 -0,233
28 11 2012 2817 1738 22,1 44 0,121 0,121 0,121 -0,044
153
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
29 11 2012 3004 1855 21,9 47 0,279 0,279 0,279 -0,233
30 11 2012 3224 1854 21,3 46 -0,121 -0,121 -0,121 -0,044
01 12 012 2950 1815 21,5 50 -0,100 -0,100 -0,100 -0,030
2 12 012 2822 1629 21,6 46 0,100 0,100 0,100 -0,030
3 12 012 2894 1767 21 45 -0,007 -0,007 -0,007 0,000
4 12 012 2857 1758 22 45 0,064 0,064 0,064 -0,012
5 12 012 2821 1728 22 45 0,100 0,100 0,100 -0,030
6 12 012 2828 1739 21 46 -0,129 -0,129 -0,129 -0,050
7 12 012 3091 1765 21 47 -0,214 -0,214 -0,214 -0,138
8 12 012 2822 1755 21,4 46 0,129 0,129 0,129 -0,050
9 12 012 2816 1755 21,5 46 0,186 0,186 0,186 -0,103
10 12 012 2814 1742 21 46 -0,093 -0,093 -0,093 -0,026
11 12 012 2830 1743 20,7 46 -0,143 -0,143 -0,143 -0,061
12 12 012 2835 1751 21 45 0,043 0,043 0,043 -0,006
13 12 012 3409 2032 22,4 48 0,314 0,314 0,314 -0,296
14 12 012 3337 1969 22,4 48 0,121 0,121 0,121 -0,044
15 12 012 3211 1900 21,5 47 -0,271 -0,271 -0,271 -0,221
16 12 012 3431 1921 21,5 47 -0,264 -0,264 -0,264 -0,210
17 12 012 3285 1938 22,5 47 0,207 0,207 0,207 -0,129
18 12 012 3472 2118 22,4 47 0,186 0,186 0,186 -0,103
19 12 012 3393 2085 22,4 47 -0,079 -0,079 -0,079 -0,019
20 12 012 3344 2044 21,6 46 -0,250 -0,250 -0,250 -0,188
21 12 012 3105 1916 21,8 45 -0,014 -0,014 -0,014 -0,001
22 12 012 3079 1840 22 46 0,100 0,100 0,100 -0,030
23 12 012 3454 1965 22 47 0,114 0,114 0,114 -0,039
24 12 012 3416 1935 22,4 45 0,014 0,014 0,014 -0,001
25 12 012 3310 1842 22,7 49 0,043 0,043 0,043 -0,006
26 12 012 3441 1930 23 50 0,036 0,036 0,036 -0,004
27 12 012 3465 1929 23,2 49 -0,029 -0,029 -0,029 -0,002
28 12 012 3510 2009 22,6 49 -0,136 -0,136 -0,136 -0,055
29 12 012 3485 1925 20,3 48 -0,429 -0,429 -0,429 -0,551
30 12 012 3573 1991 19,2 46 -0,307 -0,307 -0,307 -0,283
31 12 012 3567 1976 18,5 43 0,071 0,071 0,071 -0,015
Năm 2013
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
01 01 2013 3534 1932 18,3 45 - - - -
154
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
2 01 2013 3525 1924 19,2 45,4 - - - -
3 01 2013 3472 1898 20,5 44 - - - -
4 01 2013 3466 1893 19 44 - - - -
5 01 2013 3354 1802 19 45 -0,329 2,091 16,540 26,112
6 01 2013 3351 1801 20 44 0,064 -0,504 20,400 -4,991
7 01 2013 3362 1804 20,5 45 0,357 -3,471 27,514 -27,255
8 01 2013 3353 1794 20 43 -0,107 1,636 13,957 8,657
9 01 2013 3332 1788 20 44 -0,214 3,200 8,429 17,464
10 01 2013 3350 1814 20 44 -0,036 0,521 18,286 2,884
11 01 2013 3338 1894 19 44 -0,071 0,986 16,957 5,817
12 01 2013 3845 2145 21,5 44 0,286 -5,514 46,100 -22,278
13 01 2013 3755 2099 20 46 0,036 -0,636 22,700 -2,839
14 01 2013 3703 2064 21,5 44 0,071 -1,314 25,743 -5,628
15 01 2013 3770 2100 21,5 45 -0,143 4,214 -9,657 12,242
16 01 2013 3729 2028 22 45 0,179 -4,750 52,443 -14,897
17 01 2013 3732 2036 21 45 -0,321 9,893 -54,229 28,146
18 01 2013 3798 2102 21 45 -0,107 3,279 -3,414 9,286
19 01 2013 3751 2048 20,8 46,3 -0,029 0,731 17,140 2,494
20 01 2013 3678 2034 21,1 44,3 0,171 -6,371 79,980 -14,248
21 01 2013 3655 1997 21 43,7 0,021 -0,804 28,483 -1,795
22 01 2013 3767 2075 21,3 45,6 0,043 -1,634 36,497 -3,586
23 01 2013 3893 2205 23 44,9 0,229 -9,140 112,123 -18,973
24 01 2013 3871 2271 23 44,9 0,114 -4,449 64,206 -9,561
25 01 2013 3956 2292 23 44,9 -0,164 8,127 -77,429 15,169
26 01 2013 3920 2256 20,7 44,9 -0,571 27,309 -302,920 53,370
27 01 2013 3979 2287 20,7 44,9 -0,164 7,524 -63,020 15,202
28 01 2013 4005 2275 19,2 45,5 -0,050 1,610 13,360 5,264
29 01 2013 3946 2264 19,5 44,1 0,264 -15,121 235,706 -20,517
30 01 2013 3922 2273 19 44,7 0,057 -3,660 77,386 -4,293
31 01 2013 3911 2236 20,9 45 0,429 -24,837 378,851 -32,576
01 02 2013 3917 2241 20,2 47,4 0,029 -1,374 35,217 -2,136
2 02 2013 3903 2198 20,9 43,9 -0,014 1,286 -6,000 1,310
3 02 2013 3938 2185 20,7 43,5 -0,200 13,140 -194,940 16,708
4 02 2013 3882 2134 20,8 46 0,050 -3,270 74,060 -4,119
5 02 2013 3881 2135 20,5 44 -0,121 8,307 -121,209 10,136
6 02 2013 4089 2275 22,2 45,5 0,243 -16,760 309,634 -19,890
7 02 2013 4215 2339 22,1 46 0,114 -7,809 154,026 -9,438
8 02 2013 4137 2333 22 45,5 -0,100 7,800 -129,980 8,848
9 02 2013 4127 2315 21,8 44,5 -0,271 20,869 -378,800 24,229
10 02 2013 4154 2355 22,5 45 0,107 -8,327 183,700 -9,387
155
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
11 02 2013 4097 2299 22 44 0,007 -0,541 32,294 -0,630
12 02 2013 4107 2315 21,9 45 -0,071 5,857 -97,889 6,338
13 02 2013 4073 2288 22,1 44 -0,043 3,600 -53,454 3,796
14 02 2013 3961 2239 21,7 44 0,036 -3,221 94,454 -3,116
15 02 2013 3855 2147 21,5 44 -0,057 4,909 -83,394 5,033
16 02 2013 3951 2275 22,2 43,5 0,086 -7,714 195,280 -7,443
17 02 2013 4038 2314 22,1 45 0,107 -9,807 246,120 -9,300
18 02 2013 4471 2654 22,6 44,9 0,043 -3,789 105,326 -3,703
19 02 2013 4647 2831 21,7 44 -0,186 17,909 -409,334 16,640
20 02 2013 4532 2735 22,8 44,6 0,071 -6,920 189,717 -6,318
21 02 2013 4497 2715 22,3 44,6 0,000 0,060 19,300 0,004
22 02 2013 4377 2617 22,7 42,3 0,071 -7,206 203,983 -6,358
23 02 2013 4284 2534 22,1 44,7 -0,179 18,641 -463,820 16,203
24 02 2013 4100 2414 22,1 42 0,000 -0,160 30,880 0,026
25 02 2013 4248 2430 21,7 43,4 -0,071 7,534 -176,243 6,410
26 02 2013 4235 2413 21 43,6 -0,043 4,334 -86,737 3,917
27 02 2013 4175 2377 21,2 44,5 0,007 -1,090 60,246 -0,533
28 02 2013 4146 2352 21,7 45,2 0,193 -22,116 655,157 -16,302
01 03 2013 4045 2314 24 45 0,450 -51,670 1504,080 -37,555
2 03 2013 3921 2208 24,9 46 0,229 -25,911 755,220 -19,085
3 03 2013 3757 2169 23,5 44,1 -0,371 45,351 -1360,140 35,973
4 03 2013 3734 2152 24,1 48 -0,407 50,101 -1516,754 40,010
5 03 2013 3777 2180 24 48 0,000 -0,080 29,060 0,006
6 03 2013 3760 2177 24 46,5 0,150 -19,030 627,340 -14,263
7 03 2013 3760 2184 24 47 -0,079 10,147 -303,511 7,575
8 03 2013 3865 2279 25,1 47,5 0,171 -22,086 735,183 -16,347
9 03 2013 3870 2270 24,4 45 -0,021 3,019 -81,540 2,123
10 03 2013 3851 2258 25,4 46 0,014 -1,594 67,240 -1,301
11 03 2013 3843 2247 24,1 47 -0,221 30,164 -1002,243 22,183
12 03 2013 3817 2250 24 47 -0,079 10,593 -332,071 7,843
13 03 2013 3815 2236 23,9 47 -0,071 9,760 -308,697 7,058
14 03 2013 3807 2224 24 47 0,200 -28,700 1053,380 -19,014
15 03 2013 3776 2203 23,8 48 0,000 -0,060 28,280 0,004
16 03 2013 3739 2188 23,7 44 -0,021 3,059 -85,160 2,055
17 03 2013 3607 2084 22,8 47 -0,136 19,836 -700,760 13,043
18 03 2013 3577 2060 23,5 46 0,071 -10,914 440,203 -6,651
19 03 2013 3527 2049 23,2 47 0,086 -13,169 528,954 -7,944
20 03 2013 3666 2149 23,9 46,8 0,157 -24,120 948,646 -14,517
21 03 2013 3553 2094 24 43,8 -0,014 2,509 -85,246 1,422
22 03 2013 3463 2035 24,1 46,6 0,014 -2,057 97,069 -1,315
156
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
23 03 2013 3614 2120 25,9 47 0,157 -24,583 984,820 -14,713
24 03 2013 3796 2244 26,7 44,9 0,221 -35,121 1416,520 -21,117
25 03 2013 3779 2191 24,9 45,4 -0,343 56,669 -2315,646 35,584
26 03 2013 3697 2143 25,7 46 -0,329 54,763 -2255,671 34,374
27 03 2013 3590 2062 22,9 44,8 -0,329 54,500 -2233,723 34,500
28 03 2013 3681 2129 25,6 46,7 0,386 -65,991 2846,874 -37,452
29 03 2013 3684 2119 24,3 44,5 0,093 -16,101 722,446 -9,081
30 03 2013 3621 2066 24,9 43,9 0,200 -34,820 1539,820 -19,424
31 03 2013 3610 2046 24,7 44,1 -0,279 49,319 -2157,740 27,983
01 04 2013 3618 2053 23,5 46,1 -0,043 7,249 -280,966 4,376
2 04 2013 3684 2078 24,6 44 0,000 -0,080 31,600 0,006
3 04 2013 3675 2064 24,5 44 0,179 -32,590 1511,023 -17,194
4 04 2013 3630 2051 25,2 44 0,186 -33,971 1577,614 -17,884
5 04 2013 3705 2099 24,3 44 -0,229 42,734 -1972,497 22,793
6 04 2013 3616 2049 24,4 43 -0,086 16,054 -726,960 8,497
7 04 2013 3560 2012 25,5 45 0,129 -24,309 1173,480 -12,597
8 04 2013 3561 2020 25,2 46 0,157 -30,051 1461,314 -15,452
9 04 2013 3594 2044 25,4 44 -0,086 16,929 -810,454 8,706
10 04 2013 3652 2044 25,8 44 -0,064 12,870 -618,471 6,601
11 04 2013 3684 2057 26,2 43 0,114 -22,429 1125,706 -11,568
12 04 2013 3667 2025 24,8 43 -0,229 45,714 -2259,777 23,714
13 04 2013 3507 1995 25,1 43 -0,143 28,697 -1415,380 14,737
14 04 2013 2911 1798 18,8 34 -0,836 168,976 -8514,940 88,564
15 04 2013 3290 1884 25,4 44 0,671 -139,074 7224,183 -60,434
16 04 2013 3794 2153 27,1 44,5 1,121 -232,767 12100,409 -98,433
17 04 2013 3685 2146 25 42 0,250 -51,690 2694,980 -23,124
18 04 2013 3623 2094 22,5 38 -1,571 333,843 -17703,869 169,594
19 04 2013 3662 2115 26,5 43,7 0,300 -64,440 3485,080 -29,582
20 04 2013 3792 2238 26,3 43,9 0,736 -158,924 8606,460 -70,654
21 04 2013 3769 2204 26,2 43,3 0,043 -8,723 466,820 -3,938
22 04 2013 3837 2271 25,6 42 -0,650 143,590 -7903,180 69,820
23 04 2013 3761 2219 26,3 47,3 0,093 -20,724 1182,297 -9,643
24 04 2013 3684 2167 26,4 46,1 0,121 -27,170 1545,757 -12,587
25 04 2013 3602 2120 26,3 44,8 0,029 -6,357 379,631 -2,973
26 04 2013 3574 2103 26,7 44,8 -0,057 13,249 -741,334 6,077
27 04 2013 3633 2117 27,4 45,1 0,121 -27,679 1603,520 -12,749
28 04 2013 3556 2080 25,9 46,4 -0,179 41,439 -2377,120 19,212
29 04 2013 3568 2083 25,8 46 -0,229 53,306 -3080,977 24,606
30 04 2013 3563 2071 26,3 45,8 0,071 -17,097 1049,169 -7,450
01 05 2013 3535 2041 26,3 44,9 0,257 -61,380 3688,646 -26,531
157
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
2 05 2013 3582 2089 26,6 45,5 0,021 -4,953 311,909 -2,204
3 05 2013 3541 2058 27 44 0,007 -1,459 98,294 -0,681
4 05 2013 3432 1987 26,3 46 -0,093 22,727 -1363,940 9,917
5 05 2013 3461 2008 26,1 47 -0,150 36,830 -2233,980 16,061
6 05 2013 3444 2001 26,4 45 0,021 -5,444 372,043 -2,249
7 05 2013 3479 2026 25,4 44 -0,007 1,476 -46,603 0,846
8 05 2013 3444 2000 25,7 44 -0,021 5,210 -290,237 2,267
9 05 2013 3413 1970 25,6 46 0,036 -9,241 623,394 -3,652
10 05 2013 3439 1964 26,7 44 0,271 -69,406 4462,263 -27,589
11 05 2013 3551 1959 26,9 43,8 0,071 -18,029 1162,960 -7,245
12 05 2013 3538 1978 26,5 42 -0,107 28,147 -1821,920 11,439
13 05 2013 3499 1962 26 42 -0,271 71,174 -4638,963 29,191
14 05 2013 3527 2009 26,8 41,5 0,079 -20,813 1404,691 -8,299
15 05 2013 3567 2049 26,2 41 0,064 -17,210 1178,131 -6,764
16 05 2013 3493 2025 25,5 41 -0,129 34,277 -2258,051 13,639
17 05 2013 3427 1975 26,6 40,5 0,036 -9,653 678,391 -3,735
18 05 2013 3349 1970 25,4 40,5 0,043 -11,897 851,340 -4,402
19 05 2013 3442 1988 26,7 41 0,121 -33,181 2292,600 -12,541
20 05 2013 3519 2028 26,7 41 0,021 -5,664 399,723 -2,178
21 05 2013 3492 2018 26,8 42,1 0,093 -25,644 1796,717 -9,723
22 05 2013 3430 2002 26,4 43,8 -0,236 66,210 -4622,529 25,380
23 05 2013 3284 1969 25,5 44,7 -0,164 46,059 -3201,346 17,651
24 05 2013 3218 1950 26,1 45,6 0,036 -10,393 781,871 -3,684
25 05 2013 3174 1920 24,9 43 -0,007 1,633 -61,480 0,910
26 05 2013 3191 1933 26,6 44,7 0,243 -69,963 5064,180 -24,688
27 05 2013 3165 1904 25,4 41,7 -0,050 14,530 -1029,800 5,161
28 05 2013 3197 1921 25,3 44,1 -0,050 14,490 -1023,980 5,164
29 05 2013 3312 1970 25 40,2 -0,207 60,790 -4434,126 21,434
30 05 2013 3208 1910 26 44 0,300 -88,960 6619,940 -30,046
31 05 2013 3323 1999 26,1 39,4 0,121 -35,976 2689,863 -12,253
01 06 2013 3327 2045 25,7 41,1 -0,079 23,761 -1770,580 8,137
2 06 2013 3326 2056 26,6 41,9 -0,050 15,390 -1157,860 5,280
3 06 2013 3325 2056 26,7 38,3 0,093 -28,039 2142,526 -9,634
4 06 2013 3249 1990 26,6 41,8 -0,014 4,571 -338,646 1,547
5 06 2013 3201 1951 26,1 41,8 -0,214 66,080 -5067,551 22,951
6 06 2013 3511 1950 25,9 42,6 -0,071 21,943 -1658,549 7,618
7 06 2013 3526 1992 25,5 43,1 -0,021 6,376 -446,923 2,342
8 06 2013 3442 1951 25,7 43,5 0,086 -27,154 2176,240 -8,784
9 06 2013 3517 2001 26,1 44 0,129 -40,649 3238,420 -13,167
10 06 2013 3487 1986 26,4 43,4 0,114 -36,183 2889,509 -11,719
158
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
11 06 2013 3513 2001 26,8 42,5 0,021 -6,527 521,829 -2,125
12 06 2013 3593 2046 26,2 43 -0,136 43,870 -3518,709 14,421
13 06 2013 3629 2067 26,9 43,5 -0,014 4,769 -371,086 1,534
14 06 2013 3589 2034 26,6 42,8 -0,007 2,379 -171,334 0,762
15 06 2013 3546 2012 26,9 42,5 0,057 -18,683 1553,640 -6,069
16 06 2013 3497 1978 27,1 43,1 -0,029 9,609 -780,760 3,095
17 06 2013 3492 1975 26,9 42,8 0,007 -2,321 215,394 -0,765
18 06 2013 3412 1931 27,2 42,6 -0,029 9,663 -789,871 3,100
19 06 2013 3262 1907 26,9 41,7 -0,036 12,010 -982,609 3,867
20 06 2013 3319 2018 26,7 38 -0,043 14,406 -1183,477 4,643
21 06 2013 3285 2016 26,6 40,7 -0,050 16,890 -1399,340 5,404
22 06 2013 3274 2011 26,4 38,7 0,021 -7,519 685,800 -2,254
23 06 2013 3204 1961 25,7 40,5 -0,079 26,759 -2251,400 8,438
24 06 2013 3169 1935 25,7 40,5 -0,021 7,124 -564,903 2,335
25 06 2013 3159 1929 26,1 39,2 0,136 -47,399 4164,294 -13,992
26 06 2013 3151 1916 25,7 40,7 0,071 -25,100 2230,777 -7,355
27 06 2013 3169 1924 26,2 40,3 0,014 -4,929 450,766 -1,467
28 06 2013 3253 1991 27,5 40,6 0,193 -67,901 6002,386 -19,808
29 06 2013 3265 2003 26,9 40,5 0,029 -9,831 871,160 -2,904
30 06 2013 3225 1986 27 40,2 -0,193 69,373 -6211,360 20,973
01 07 2013 3226 1995 27,1 42,6 -0,121 43,844 -3930,503 13,220
2 07 2013 3117 1916 27,6 35,8 0,157 -56,846 5167,823 -16,911
3 07 2013 3166 1957 26,3 36,9 -0,171 62,340 -5640,157 18,739
4 07 2013 3149 1946 26,5 37,5 -0,114 41,649 -3767,246 12,434
5 07 2013 3133 1933 26,5 38,3 0,036 -13,373 1278,191 -3,765
6 07 2013 3090 1901 26,4 38,7 0,157 -58,363 5445,260 -16,512
7 07 2013 3099 1893 26,9 39 0,036 -13,176 1241,560 -3,766
8 07 2013 3071 1891 27,2 38,6 0,086 -31,877 2990,211 -9,063
9 07 2013 3019 1855 27,4 39 0,029 -10,483 987,771 -2,998
10 07 2013 3021 1856 27,6 39,2 -0,050 19,190 -1813,660 5,524
11 07 2013 2989 1832 27,7 39,5 -0,029 11,057 -1042,011 3,173
12 07 2013 2958 1824 29,3 38,6 0,193 -73,221 6977,126 -20,977
13 07 2013 2889 1788 29,1 38,8 0,050 -18,690 1773,400 -5,364
14 07 2013 2894 1785 28,8 39 -0,186 72,066 -6962,140 21,592
15 07 2013 2903 1793 28,7 38,7 -0,250 97,150 -9408,880 29,243
16 07 2013 2881 1773 29,1 36,3 0,100 -39,080 3846,900 -11,514
17 07 2013 2894 1787 29,5 36,5 0,136 -53,090 5220,809 -15,605
18 07 2013 2887 1779 30,6 36,1 0,171 -67,103 6595,289 -19,690
19 07 2013 2806 1725 31,5 34,8 0,121 -47,376 4649,543 -13,891
20 07 2013 2792 1712 35,9 32,6 0,557 -220,183 21783,180 -64,882
159
Ngày/ tháng/
năm
Lưu lượng (Q) P,
at
T, 0C
Hệ số Delta
m3 Tấn a b c
21 07 2013 2808 1731 30,5 33 -0,679 272,159 -27255,900 89,988
22 07 2013 2839 1760 31,1 34 -0,743 298,629 -29978,766 99,263
23 07 2013 2768 1724 31,9 36,4 -0,086 34,229 -3384,334 11,252
24 07 2013 2778 1754 31,1 36,8 0,671 -273,420 27866,117 -81,932
25 07 2013 2765 1741 31,9 34,9 -0,086 35,251 -3592,734 10,869
26 07 2013 2731 1743 32,4 34,5 0,071 -29,026 2980,023 -8,943
27 07 2013 2554 1664 32,6 38,6 0,121 -49,759 5129,060 -15,342
28 07 2013 2519 1629 37,4 31,1 0,550 -226,370 23323,620 -68,587
29 07 2013 2539 1635 27,6 36,9 -1,143 475,069 -49335,026 158,601
30 07 2013 2613 1698 28,5 35,8 -0,943 392,834 -40883,837 128,305
31 07 2013 2567 1645 30,5 36,1 0,364 -154,310 16370,691 -42,860
01 08 2013 2592 1642 31,5 33,9 1,621 -685,133 72403,269 -179,881
2 08 2013 2490 1584 30,5 37,7 -0,343 146,251 -15565,526 42,474
3 08 2013 2450 1562 40,3 30,3 0,971 -411,469 43600,380 -112,234
4 08 2013 2407 1538 28,3 36,9 -1,086 465,126 -49781,140 149,551
5 08 2013 2422 1545 32,5 35,4 -0,814 350,123 -37601,809 111,553
6 08 2013 2348 1502 32,8 35 -0,200 86,080 -9228,800 26,726
7 08 2013 2360 1496 30,1 35,5 1,050 -457,290 49819,180 -126,412
8 08 2013 2371 1502 30,2 35,7 -0,800 348,940 -38017,340 103,636
9 08 2013 2417 1526 30,6 35,3 0,214 -94,497 10448,329 -26,000
10 08 2013 2438 1539 30,4 35,5 0,379 -167,001 18447,520 -45,339
11 08 2013 2467 1557 28,5 36 -0,329 144,929 -15950,840 40,330
12 08 2013 2479 1567 29,5 35,3 -0,036 15,507 -1652,531 4,396
13 08 2013 2469 1564 29,3 35 0,207 -92,736 10408,303 -24,110
14 08 2013 2437 1537 29,8 35 0,257 -115,240 12940,346 -29,812
15 08 2013 2532 1611 30,4 34,8 -0,007 3,624 -424,343 1,011
16 08 2013 2484 393 31,5 34,4 0,193 -86,661 9764,826 -22,662
17 08 2013 2468 1574 31,3 34,1 -0,064 29,756 -3411,380 8,191
18 08 2013 2469 1576 29,7 35,5 -0,407 185,727 -21149,520 51,068
19 08 2013 2465 1567 30,2 35,3 -0,186 84,837 -9657,671 23,071
Ghi chú: Các ngày bôi màu sẫm là những ngày có xử lý bằng condensate hoặc bơm rửa
từ BK-14 tuyến ống BK14/BT-7 - CPP-3.