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

USER

Textbox

125

USER

Textbox

126

USER

Textbox

127

USER

Textbox

128

USER

Textbox

130

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.