Luận án tiến sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả đường ống thu gom dầu trong điều kiện suy giảm sản lượng mỏ Bạch Hổ

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

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

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

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

PLEM

: Cụm phân dòng ngầm cho FSO

CPP/CTP/CTK : Giàn công nghệ trung tâm

: Giàn cố định ở mỏ Bạch Hổ MSP

: Giàn cố định ở mỏ Rồng RP

: Giàn nén khí trung tâm ở mỏ Bạch Hổ CCP

: Giàn nhẹ ở mỏ Bạch Hổ

: Giàn đầu giếng (giàn nhẹ mini) BT

: Giàn nhẹ ở mỏ Rồng RC

: Giàn nhẹ ở mỏ Thỏ Trắng ThTC

: Giàn nhẹ ở mỏ Gấu Trắng GTC

: Giảng viên chính GVC

: Hệ thống tiêu chuẩn của CHLB Nga GOST

: Hệ thống tiêu chuẩn của Viện Dầu khí Hoa Kỳ API

: Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu PPD

: Hỗn hợp asphalten-nhựa-paraffin ASPO

: Kho nổi chứa và xuất dầu thô FSO, UBN

: Khối lượng KL

XNLD Vietsovpetro, Vietsovpetro : Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro

: Mỏ Bạch Hổ Bạch Hổ

: Mỏ Gấu Trắng Gấu Trắng

Nam Rồng – Đồi Mồi : Mỏ hợp nhất Nam Rồng – Đồi Mồi

: Mỏ Rồng Rồng

: Mỏ Thỏ Trắng Thỏ Trắng

: Nghiên cứu sinh NCS

: Thiết bị tách khí sơ bộ UPOG

: Tiến sĩ TS

: Tiến sĩ khoa học TSKH

: Áp suất, kg/cm2 - atm - Pa P

: Độ dẫn nhiệt, W/(m·C) λ

: Độ dốc, độ φ

: Độ nhớt động lực, Pa.s μ

: Độ nhớt động học, m2/s υ

: Đường kính ống, mm Ø

: Khối lượng phân tử, g/mol M

: Khối lượng riêng, kg/m3 ρ

: Lưu lượng (dầu, khí, nước), m3/ngày Q

: Nhiệt độ, oC T

: Thời gian, giờ - phút - giây t

: Tiết diện, m2 S

: Tỷ số khí dầu, m3/ m3 G

: Ứng suất trượt, Pa τ

: Vận tốc dòng chảy, m/s v

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

Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) ............ 9

DANH MỤC HÌNH

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-3PLEM (FSO-3)→CPP-3 → CPP-2 ..................................................................................... 84

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

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.

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

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;

- 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.

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.

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.

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.

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

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]

 Giai đoạn 3 (1995-1999)

Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 2 (1989-1994) [42]

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.

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.

- 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.

Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 5 (2010 đến nay) [42]

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

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

< 0,25 < 0,04 < 0,04 < 0,25 < 0,25 < 0,08 0,17 – 0,24 0,17 – 0,37 0,35 – 0,65

Bảng 1.2. Tính chất vật liệu CT-20 [42]

oC Mpa 10-5

T Tỷ trọng Điện trở Nhiệt dung riêng Ứng suất đàn hồi của vật liệu Hệ số giãn nở nhiệt Hệ số truyền nhiệt

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

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

Hình 1.5. Hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt vận chuyển dầu mỏ

Bạch Hổ [42]

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

650 250 700 750 Qchất lưu, m3/ngày

200 110 190 273 Qdầu, tấn/ngày

Hàm lượng nước, % 60 40 65 55

Hình thức vận chuyển Dầu bão hòa khí Dầu bão hòa khí Dầu tách khí Dầu bão hòa khí

20 30 15 50 Qkhí đồng hành, nghìn m3/ngày

160 110 125 160 Qgaslift, nghìn m3/ngày

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

Thông số đường ống MSP7 – MSP5 MSP5 – MSP3 MSP3-MSP4

325x16 325x16 323.8x15.9 Đường kính đường ống, mm

Chiều dài đường ống, m 1480 1005 900

Quy cách Không bọc cách nhiệt Không bọc cách nhiệt Không bọc cách nhiệt

MSP11 MSP4 MSP9 BK3 BK2 CPP3 Thông số khai thác MSP10/ BK15

300 1650 760 2830 Qchất lưu, m3/ngày

100 1100 270 630 Qdầu, tấn/ngày

30 15 60 80 Hàm lượng nước, %

Hình thức vận chuyển Dầu bão hòa khí Dầu tách khí Dầu tách khí Dầu tách khí Không vận chuyển theo tuyến này Không vận chuyển theo tuyến này

80 450 75 70 Qkhí đồng hành, nghìn m3/ngày

85 140 145 170

5-9 20-31 25 23 21 15,5 15 Qgaslift, nghìn m3/ngày Áp suất tại riser, bar

36-46 37-40 48 50-65 52 50,4 47 Nhiệt độ tại riser, oC

Thông số đường ống MSP11 – MSP9 MSP10 – MSP9 MSP4 – MSP9 MSP9 – BK3 BK3 – BK2 BK2 – CPP3

426x16 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

2722 2440 3735 2773 2840 3060 Chiều dài đường ống, m

Com- posite

Composite + pipe in pipe

Quy cách Không bọc cách nhiệt Không bọc cách nhiệt

ThTC-01 MSP6 MSP4 MSP8 MSP1 CPP2 Thông số khai thác

750 560 1000 3500 Qchất lưu, m3/ngày,

200 2000 480 88 Qdầu, tấn/ngày

15 80 75 40 Hàm lượng nước, %

Hình thức vận chuyển Hỗn hợp lỏng – khí Dầu tách khí Dầu tách khí Dầu tách khí

Không vận chuyển theo tuyến này 400 10 85 350

50 90 175 187

14-15 19-25 18-25 17-25 16-23 13,3 Qkhí đồng hành, nghìn m3/ngày Qgaslift, nghìn. M3/ngày Áp suất tại riser, bar

44-46 47-49 41 37-40 55 46 Nhiệt độ tại riser, oC

MSP4 – MSP8 MSP8 - MSP1 MSP1 – CPP2 Thông số đường ống ThTC-01 - MSP6 MSP6 – MSP4

325х16 325х16 325х16 325х16 Đường kính đường ống, mm 273,1 х12,7

7790 1284 1030 6250 2238 Chiều dài đường ống, m

Quy cách PU foam Không bọc cách nhiệt

Thông số khai thác BK-16 GTC-01 BK-14 BK-9 CPP-3

2100 450 Qchất lưu, m3/ngày 1158 520

40 80 Qdầu, tấn/ngày 0,9 350

Hàm lượng nước, % 1000 75 941 19

Hình thức vận chuyển Hỗn hợp lỏng – khí Hỗn hợp lỏng – khí Hỗn hợp lỏng – khí Hỗn hợp lỏng – khí

Qkhí đồng hành, nghìn m3/ngày 75 40 65 20

380 90 Qgaslift, nghìn m3/ngày 105 220

Áp suất tại riser, bar 22 18 15,5 23-24 24-25

Nhiệt độ tại riser, oC 35,5 44 42 40-42 29-32

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

Composite

Chiều dài đường ống, m 6700 1325 4000 5952

Quy cách PU foam PU foam PU foam

Bảng 1.6. Tính chất vật liệu cách nhiệt [42]

Vật liệu cách nhiệt Độ dày, mm Hệ số truyền nhiệt, W/(m•C) 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.

Bảng 1.7. Các đường ống vận chuyển dầu nhờ năng lượng vỉa

STT Tuyến ống Quy cách đường ống

1 MSP1 – CPP2/BK2 Bọc cách nhiệt Sản phẩm vận chuyển từ ThTC-2 + ThTC-3

2 MSP8 – MSP1 ThTC-2 + ThTC-3 Không bọc cách nhiệt

MSP-11 3 MSP11 – MSP9 Không bọc cách nhiệt

BK-1, 10 4 BK1 – CPP2/BK2 Không bọc cách nhiệt

BK-3 5 BK3 – MSP1 Không bọc cách nhiệt

BK-3 6 BK3 – CPP2/BK2 Composite

BK-4 7 BK4 – CPP2/BK2 Không bọc cách nhiệt

BK-4 8 BK4 – CPP2/BK2 Không bọc cách nhiệt

BK-4 9 BK4 – CPP3/RB Bọc cách nhiệt

BK-5 10 BK5 – CPP2/BK2 Không bọc cách nhiệt

BK-5 11 BK5 – CPP3/RB Bọc cách nhiệt

BK-6 12 BK6 – CPP3/RB 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

BK-15 18 BK15 – MSP10 Bọc cách nhiệt

BK-16 19 BK16 – BK14 Bọc cách nhiệt

GTC-1 20 GTC1 – BK14 Bọc cách nhiệt

ThTC-1 ThTC1 – MSP6 21 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

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

CPP2 11 CPP2/BK2 – FSO1 Không bọc cách nhiệt

CPP2 12 CPP2/BK2 – FSO1 Không bọc cách nhiệt

CPP2 13 CPP2/BK2 – CPP3 Bọc cách nhiệt

CPP3 14 CPP3 – FSO4 Bọc cách nhiệt

CPP3 15 CPP3 – FSO4 Bọc cách nhiệt

CPP-3 16 CPP3-FSO3 Bọc cách nhiệt

CPP-3 17 CPP3-CPP2 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

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

15000

12000

m ă n

9000

n ấ t

6000

n ì h g n

3000

4 0 0 2

0 3 0 2

6 8 9 1

8 8 9 1

0 9 9 1

2 9 9 1

4 9 9 1

6 9 9 1

8 9 9 1

0 0 0 2

2 0 0 2

6 0 0 2

8 0 0 2

0 1 0 2

2 1 0 2

4 1 0 2

6 1 0 2

8 1 0 2

0 2 0 2

2 2 0 2

4 2 0 2

6 2 0 2

8 2 0 2

Năm

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]

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

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].

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

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-

m t a , t ấ u s p Á

42oC xuống 30-35oC.

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),

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

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

350

300

)

250

) y à g n / 3

200

150

100

m t a ( n ể y u h c n ậ v t ấ u s p Á

( n ể y u h c n ậ v g n ợ ư l u ư L

chuyển dầu trên tuyến ống BK-14 → CPP-3 khá ổn định (hình 1.12).

Lưu lượng Áp suất

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

(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.

+ tăng từ 6,6% lên 23-25% khối

• 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

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.

)

) y à g n / 3

50 3200

40 2025

30 850

m t a ( n ể y u h c n ậ v t ấ u s p Á

20 -325

( n ể y u h c n ậ v g n ợ ư l u ư L

10 -1500 Lưu lượng Áp suất

Hình 1.12. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai đoạn sản lượng trung bình

5000

)

4500

) y à g n / 3

4000

3500

3000

2500

m t a ( n ể y u h c n ậ v t ấ u s p Á

2000

( n ể y u h c n ậ v g n ợ ư l u ư L

Lưu lượng Áp suất

Hình 1.13. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai đoạn sản lượng cao

Hình 1.14. Sơ đồ bơm rửa đường ống BK-14→CPP-3 bằng condensate

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

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.

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.

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.

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;

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

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.

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).

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

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

Nhiệt độ đông đặc

Hàm lượng parafin

Độ nhớt

L K %

s . a P M

n i f f a r a p g n ợ ư l

, c ự l g n ộ đ t ớ h n

o , c ặ đ g n ô đ ộ đ t ệ i h N

ộ Đ

m à H

1995

2015

2005 Năm

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

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

Móng

Năm 1995 2005 2015

Đối tượng

Mioxen dưới

Oligoxen dưới

Mioxen dưới

Oligoxen dưới

Mioxen dưới

Oligoxen dưới

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

Nhiệt độ bão hòa

29,5 31,5 33,0 30,0 33,7 34,6 33,5 35,1 34,9

paraffin trong dầu, oС

Hàm lượng

55 57,5 59,1 56,1 57,1 56,8 55,5 57,4 57,3

paraffin, % KL.

Tổng hàm lượng

Asphalten &

18,7 19,4 22,06 19,08 25,05 26,82 21,1 26,8 26,8

nhựa, % KL.

Hàm lượng lưu

11,7 4,68 3,45 12,76 2,85 2,29 12,15 2,41 2,04

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

Thành phần phân đoạn, % thể tích:

- đến 100oС

72,8 86,3 86 98,4 95,6 106,2 63 78,1 78,6

- đến 150oС

3,3 0,7 1,0 0,2 0,5 0,4 1,9 0,9 1,1

- đến 200oС

4,7 5,9 6,0 8,0 6,2 10,1 8,5 8,2 -

- đến 250oС

16,9 16,8 15,3 14,7 18,6 17,7 16,7 17,8 17,6

- đến 300oС

25 26,1 23,1 29,3 28,7 24 28,0 27,6 -

31,3 37,2 37,5 31,6 40 39,8 38,1 38,7 38,5

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

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

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.

Hình 2.4. Thiết bị Viscotester VT-550 Hình 2.3. Thiết bị xác định nhiệt độ đông đặc của dầu HCP-852

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

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

12000

BK14-65 % nước

BK14-60 % nước

10000

BK14-55 % nước

s . a P m

BK14-50 % nước

8000

BK14-70 % nước

, c ự l g n ộ đ

BK14-75 % nước

6000

t ớ h n

ộ Đ

4000

2000

Nhiệt độ, oC

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

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

1400.0000

1200.0000

1000.0000

s . a P m

800.0000

, c ự l

g n ộ đ

600.0000

t ớ h n

400.0000

ộ Đ

200.0000

0.0000

Hàm lượng nước, %

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].

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

Độ nhớt động lực của dầu ở các hàm lượng nước khác nhau; mPa.s T, oC 10% 30% 40% 60% 68% 73% 82% 0%

50 5,0 7 11 22 57 55 52 53

40 5,4 8 18 32 253 197 142 156

35 11 71 54 180 671 617 450 283

30 127 325 323 575 1111 1213 881 491

26 481 725 1120 1482 1635 1782 1563 616

Ứng suất trượt động, (Pa)

40 0 0,2 0,4 0,7 2,6 2,3 1,8 1,2

35 0 2,3 3,4 3,5 5,7 4,5 4,2 1,5

30 4.2 9,8 5,8 6,6 9,2 7,5 9,0 6,2

26 8,4 16,6 18,1 25,0 26,7 33,1 35,6 14,2

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

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

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

s . a P m

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

u ầ d

a ủ c

c ự

l g n ộ đ t ớ h n

ộ Đ

30 Nhiệt độ, oC

đã tách khí [2], [17], [41].

100

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

s . a P m

Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =34.3 m³/m³

u ầ d

Tỷ số khí - dầu (bão hòa ở 60⁰C) =44.7 m³/m³

a ủ c c ự l

g n ộ đ

t ớ h n

ộ Đ

Hình 2.7. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí - dầu khác nhau tại 80oC

Nhiệt độ, oC

Hình 2.8. Tương quan độ nhớt động lực của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí - dầu khác nhau tại 60oC

g n ộ đ

8 a P 6

t ợ ư r t t ấ u s

g n Ứ

Nhiệt độ, oC

a P

g n ộ đ

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

t ợ ư r t t ấ u s

g n Ứ

26 Nhiệt độ, oC

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.

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

44,7 m3/m3 (tỷ số khí dầu) 65,5 m3/m3 (tỷ số khí dầu) Nhiệt độ, oC 11% (nước) 21% (nước) 28% (nước) 21% (nước)

40 16 20 20 14

35 19 33 27 19

30 64 93 48 76

28 87 123 54 86

26 103 192 76 119

24 123 226 106 148

22 137 250 163 189

Ứng suất trượt, Pa

40 0,5 0,7 0,7 0,8

35 1,25 3,0 2,1 2,0

30 4,8 4,9 4,6 6,0

28 5,0 5,2 5,2 6,3

26 5,1 7,1 5,6 6,8

24 5,3 7,8 6,0 7,5

22 6,6 8,8 7,04 9,0

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

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),

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.

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]:

(2.2) = df (x, c1, c2, … , cn)

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 = 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:

> 0 (2.3) (df ) dx = 0; ( d2f dx2)

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

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

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:

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

t ấ u s

100

150

200

250

300

350

p á ị r t á i g o e h t n á o t h n í t a t l e D

ị r t

100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100

á i G

Thời gian, ngày (năm 2011)

2.14.

t ấ u s

100

150

200

250

300

350

p á ị r t á i g o e h t n á o t h n í t a t l e D

ị r t

100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100

á i G

Thời gian, ngày (năm 2012)

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

t ấ u s

100

150

200

250

300

350

-20

-40

-60

p á ị r t á i g o e h t n á o t h n í t a t l e D

ị r t

-80

á i G

-100

Thời gian, ngày (năm 2013)

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.

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

100

m ơ b t ấ u s

-20

-40

-60

-80

p á ị r t a á g o e h t a t l e D n á o t h n í t ị r t á i G

lỏng trong đường ống là 0,0247÷0,0356 m/s.

Thời gian, ngày

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

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

Giải pháp công nghệ

Ngày, tháng, năm P, kg/cm2 T, oC áp dụng m3 Tấn

Giá trị tính toán Delta

196 157 15 30 01/01/2012

02/01/2012 197 158 14,5 35

03/01/2012 195 156 14,5 30

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14→ CPP-3, Q = 750 m3

04/01/2012 219 175 21 30

34 05/01/2012 185 148 15,7 15,31

36 06/01/2012 193 154 15,7 60,70

32 07/01/2012 199 159 14,3 53,54

27 08/01/2012 192 154 15 -43,11

34 09/01/2012 201 161 15 -8,86

36 10/01/2012 208 166 15 -8,82

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

35 11/01/2012 193 154 22 -49,68

32 12/01/2012 202 162 15,5 30,40

25 13/01/2012 219 175 15 76,94

34 14/01/2012 197 158 15 40,82

29 15/01/2012 205 164 15 -54,10

26 16/01/2012 227 182 15 -4,26

36 17/01/2012 198 158 15 0,00

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

33 18/01/2012 204 163 23 -62,88

33 19/01/2012 196 157 23 -33,23

32 20/01/2012 228 182 15 148,95

31 21/01/2012 224 179 14,2 159,62

34 22/01/2012 196 157 15,2 -38,12

31 23/01/2012 198 158 14,7 -64,61

33 24/01/2012 215 172 14,9 -2,10

30 25/01/2012 207 166 14,9 5,57

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 →CPP-3, Q = 750 m3

-46,45 26/01/2012 213 170 20,3 28

29 27/01/2012 214 171 15,4 23,40

32 28/01/2012 209 167 15,2 54,03

30 29/01/2012 212 169 16,6 16,01

31 30/01/2012 217 174 16,4 -47,36

33 31/01/2012 221 175 14,5 23,34

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

210 168 20,6 31 -33,48 01/02/2012

35 02/02/2012 219 174 15,5 8,77

34 03/02/2012 228 182 15 42,27

30 04/02/2012 212 169 14,5 42,70

32 05/02/2012 236 188 14,7 -42,41

31 06/02/2012 227 181 15 -9,58

37 07/02/2012 228 162 14 3,82

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

08/02/2012 234 186 20 32 -40,64

31 09/02/2012 241 192 14 26,27

32 10/02/2012 230 183 14,5 43,17

26 11/02/2012 244 194 14 30,44

28 12/02/2012 224 178 15 -49,67

32 13/02/2012 221 176 15,5 -6,04

30 14/02/2012 212 169 14,5 6,41

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

15/02/2012 224 178 20 35 -30,24

35 16/02/2012 212 169 14,7 24,44

35 17/02/2012 205 163 15,3 37,10

33 18/02/2012 196 152 14,9 28,34

34 19/02/2012 194 154 14,4 -34,74

32 20/02/2012 200 159 15 0,43

30 21/02/2012 203 162 14,9 -7,11

33 22/02/2012 194 154 14,6 1,27

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

23/02/2012 198 157 20,6 33 -42,13

35 24/02/2012 193 154 14,7 25,57

30 25/02/2012 189 151 14,8 55,52

33 26/02/2012 188 150 14,4 33,01

27 27/02/2012 189 151 14,1 -41,62

28 28/02/2012 180 143 15,5 -11,03

27 29/02/2012 199 158 14,8 -4,56

27 260 208 14,6 8,13 01/03/2012

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

02/03/2012 187 149 20,5 27 -38,06

28 03/03/2012 194 154 15,6 11,21

34 04/03/2012 200 159 14,4 65,13

37 05/03/2012 206 164 15 33,81

35 06/03/2012 194 154 14 -38,00

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

07/03/2012 198 158 22 36 -64,70

32 08/03/2012 200 159 16 21,30

32 09/03/2012 203 161 14,5 79,05

33 10/03/2012 221 173 14,5 59,05

32 11/03/2012 206 163 14 -48,42

31 12/03/2012 201 160 14,7 -15,71

31 13/03/2012 191 152 15 -7,33

Bơm rửa từ BK-14 tuyến ống BK-14 → CPP-3, Q = 750 m3

14/03/2012 201 160 21,5 32 -52,14

29 15/03/2012 191 152 15 41,10

32 16/03/2012 206 163 15 70,66

36 17/03/2012 191 152 15 32,42

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:

n i=1

(2.6) E(x) = − ∑ Pi ∗ lg(Pi)

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;

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

n i=1

2 của Pi, cuối cùng tính toán E(x) = − ∑ Pi ∗ 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

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

189

0,01

0,31

0,34

0,10

0,06

0,03

0,04

0,03

0,02

0,01

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

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

2,54

0,04-0,08

2

25

69

66

40

5

7

5

2

1

0

222

0,01

0,13

0,37

0,35

0,21

0,03

0,04

0,03

0,01

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

Entropi

-0,07

-0,39

-0,53

-0,47

-0,14

-0,18

-0,14

-0,07

-0,04

0,00

2,55

0,08-0,16

2

29

23

8

2

1

2

0

1

0

1

69

0,01

0,15

0,12

0,04

0,01

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

-7,56

0,00

-7,56

Entropi

0,07

0,41

0,37

0,19

0,07

0,04

0,07

0,00

0,04

0,00

0,04

1,31

0,16-0,32

0

1

15

18

13

1

3

0

51

0,00

0,01

0,08

0,10

0,07

0,01

0,02

0,00

LOG(Pi)

0,00

-7,56

-3,66

-3,39

-3,86

-7,56

-5,98

0,00

Entropi

0,00

0,04

0,29

0,32

0,27

0,04

0,09

0,00

1,05

0,32-0,42

0

11

35

33

16

5

3

0

1

0

6

110

0,00

0,06

0,19

0,17

0,08

0,03

0,02

0,00

0,01

0,00

0,03

LOG(Pi)

0,00

-4,10

-2,43

-2,52

-3,56

-5,24

-5,98

0,00

-7,56

0,00

-4,98

Entropi

0,00

0,24

0,45

0,44

0,30

0,14

0,09

0,00

0,04

0,00

0,16

1,86

0,42-0,60

0

1

4

16

24

17

4

2

13

37

32

150

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

-7,56

-5,56

-3,56

-2,98

-3,47

-5,56

-6,56

-3,86

-2,35

-2,56

Entropi

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

2

5

12

17

19

11

20

19

31

0

136

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

-6,56

-5,24

-3,98

-3,47

-3,31

-4,10

-3,24

-3,31

-2,61

0,00

Entropi

0,00

0,07

0,14

0,25

0,31

0,33

0,24

0,34

0,33

0,43

0,00

2,45

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)

 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.

Trong đó:

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).

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

Mioxen dưới Oligoxen trên Móng

0,292 0,292 0,292

14,67 27,57 6,3

Đối tượng Đường kính trong của ống dẫn dầu, m Độ nhớt động học, mm2/s: ở 50oС 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

1417,44 1682,75 1939,92 2555,6 584,2 342,38 Độ nhớt động lực, mPa.s

519 437 379 288 1260 2150 Re (V= 0,28m/s)

593 500 434 329 1440 2456 Re (V= 0,32m/s)

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

608,76 908,16 983,65 1292,77 236,44 126,67 Độ nhớt động lực, mPas

1209 810 748 569 3112 5809 Re (V= 0,28m/s)

1381 926 855 651 3557 6639 Re (V= 0,32m/s)

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.

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].

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

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.

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

y à g n /

m / g k

n i f f a r a p g n ọ đ

g n ắ L

Nhiệt độ dầu,oC

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

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.

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

C o , c ặ đ g n ô đ

ộ đ

t ệ i h N

60 Nhiệt độ xử lý dầu, oC

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

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

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.

Bảng 3.1. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô BK-14

Nhiệt độ đông đặc ở các nhiệt độ xử lý, oC STT Tên hóa phẩm Định lượng hóa phẩm, ml/m3 45 65 80

Chemical A 1000 28 25-26 24 1

Chemical B 1000 25-28 24 23 2

Chemical C 1000 25-27 22 18-22 3

Chemical D 1000 25-26 26 23-25 4

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

Dầu chưa xử lý

y à g n / 2

Dầu xử lý bằng hóa phẩm

m / g k

n i f f a r a p g n ộ đ

g n ắ L

Nhiệt độ dầu, oC

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

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

Dầu BK-14 không condensate

s . a P m

Dầu BK-14 với 5% condensate

Dầu BK-14 với 10% condensate

, c ự l g n ộ đ

t ớ h n

ộ Đ

Nhiệt độ, oC

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

Bảng 3.2. Tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu BK-14 với condensate

Độ nhớt động lực và ứng suất trượt động của dầu BK-14 khi hoà trộn với condensate ở các hàm lượng khác nhau

Nhiệt 0 % 5 % 10 %

độ đo, oС

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

0 12 0 9 0 6 35

0,01 21 0 13 0 6,5 30

0,03 33 0,01 19,3 0 7,0 28

0,08 35 0,04 21,5 0,01 7,6 26

0,20 46 0,09 27,4 0,035 9,0 24

0,55 82 0,14 38,6 0,056 15,0 22

20-21 18 16-17 Nhiệt độ đông đặc, oС

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].

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

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-3PLEM (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.

- 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].

Bảng 3.3. Các thông số về thủy lực và nhiệt khi vận chuyển hỗn hợp dầu-khí

MSP1 → MSP4

Áp suất, atm Nhiệt độ, oC

STT Tổn hao Tổn hao Cuối ống Đầu ống Cuối ống Đầu ống Lưu lượng vận chuyển, tấn/ngày

1020 1 8,0 4,0 4,0 87 22,5-23 64

1180 2 12,2 8,5 3,7 90 22,5-23 67

1350 3 10,0 6,0 4,0 95 22,5-23 72

1500 4 11,0 6,5 4,5 99 22,5-23 76

5 4,4 77 1600 14,4 10,0 100 23

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

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

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].

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.

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

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

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

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

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.

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

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

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,

) r a b ( t ấ u s p Á

phản ánh khá phù hợp với các thông số hoạt động của đường ống trong giai đoạn này.

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.

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

Đầu vào Đầu ra

Áp Áp Tuyến đường ống % nước Ống bọc cách nhiệt suất, suất, Chiều dài, m Nhiệt độ, оС Nhiệt độ, оС Đường kính* Chiều dày ống, mm Lưu lượng chất lỏng vận chuyển, m3/ngày Lớp lắng đọng paraffin tính toán, mm atm atm

21,3 35,9 20,2 MSP-7 – MSP-5 1520 325x16 Không 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

Đầu vào Đầu ra

Tuyến đường ống % nước Ống bọc cách nhiệt Chiều dài, m Nhiệt độ, оС Nhiệt độ, оС Áp suất, atm Áp suất, atm Lưu lượng chất lỏng vận chuyển, m3/ngày Lớp lắng đọng paraffin tính toán, mm Đường kính* Chiều dày ống, mm

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

100

t ấ u s

p á ị r t á i g

o e h t n á o t

100

150

200

250

300

350

-20

-40

h n í t a t l e D

ị r t

-60

á i G

-80

-100

Thời gian, ngày (năm 2016)

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.

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.

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.2/7

В разработке норм принимали участие:

Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.3/7

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.4/7

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.5/7

Приложение 1

Нормы расхода деэмульгаторов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро»

Белый Тигр

Наименование деэмульгатора

Объекты дозирования деэмульгатора – ЦТП-2, ЦТК-3, МСП-1, МСП-3, МСП-8, МСП-9, МСП-11 25

PX-0190

Удельный расход деэмульгатора по объектам месторождений (в миллилитрах на кубический метр (мл/м3) подготавливаемой нефти) Дракон и Южный Дракон – Дой Мой Объекты дозирования деэмульгатора – RP-3, RP-1, RC-7 40

DМО 86318

MA-195

TPS-609 (*)

DMC-DEMUL () 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.6/7

Нормы расхода химреагентов при подготовке нефти на объектах СП «Вьетсовпетро» стр.7/7

132

PHỤ LỤC SỐ 4

CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN HỆ SỐ a, b, c và Delta CỦA MÔ HÌNH

HÀM BẬC HAI THEO LÝ THYẾT CATASTROPHE

I- Xác định hệ số a, b, c bằng phương pháp bình phương nhỏ nhất

Cho tập hợp giá trị (x1, y1), (x2, y2) ,,, (xm, ym) với m là số lượng các tập hợp giá

trị x,y, Mô hình toán học biểu diễn mối quan hệ x, y có dạng:

(1)

Để tuyến tính hóa phương trình (1), đặt x2=X, khi đó phương trình (1) có dạng:

(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 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:

(3)

(4)

(5)

trong đó:

- ; ;

133

Sau khi tìm được các hệ số thực nghiệm, kiểm tra lại độ chuẩn xác của mô hình

theo hệ số tương quan:

> 0,7 (6)

trong đó: Yi- Các giá trị được xác định theo mô hình;

yi- Các giá trị thực tế;

- 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

Delta

Lưu lượng (Q) Tấn 197 197 197 194 198 198 198 198 198 198 202 199 199 199 199 189 189 202 204 204 204 204 204 210 211 211 209 209 207 207 213 213

m3 246 246 246 243 248 248 248 248 248 248 253 249 249 249 249 243 243 259 262 262 262 262 262 270 271 271 268 268 266 266 273 273

P, at 16,2 16 16,8 17 16,5 16,5 16,5 16 17 17 16 17,5 16 16,1 16 16 16 16,2 16 16,1 16,2 16,1 16 16,2 16 16,1 16,2 16 16 18 16 17,5

T, 0C 42 41 43 42 41 42 42 44 43 41 42 42 42 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 38 42 42 44

a - - - - -0,086 -0,164 0,007 0,000 0,107 0,107 -0,143 0,000 -0,036 -0,057 -0,114 0,200 -0,007 0,043 -0,014 -0,014 0,007 0,014 -0,043 0,014 0,007 0,000 0,007 0,000 -0,036 0,286 -0,114 -0,071

Hệ số b - - - - 0,674 1,384 -0,181 -0,200 -1,450 -1,564 2,571 0,200 0,636 1,191 2,831 -5,900 0,204 -1,351 0,506 0,534 -0,241 -0,571 1,800 -0,629 -0,359 0,000 -0,327 -0,020 1,919 -15,640 6,789 4,586

c - - - - 15,420 13,980 17,374 17,700 21,186 22,043 5,214 14,700 14,100 10,566 -0,946 59,320 14,577 26,626 11,600 11,100 18,094 21,806 -2,734 23,006 20,554 16,080 19,800 16,620 -9,634 229,809 -84,086 -56,443

- - - - 5,742 11,103 -0,463 0,040 -6,977 -7,000 9,592 0,040 2,418 3,835 7,585 -12,646 0,458 -2,738 0,919 0,920 -0,459 -0,920 2,771 -0,920 -0,459 0,000 -0,459 0,000 2,305 -18,029 7,646 4,902

Ngày/tháng/ năm 8 01 2011 9 01 2011 10 01 2011 11 01 2011 12 01 2011 13 01 2011 14 01 2011 15 01 2011 16 01 2011 17 01 2011 18 01 2011 19 01 2011 20 01 2011 21 01 2011 22 01 2011 23 01 2011 24 01 2011 25 01 2011 26 01 2011 27 01 2011 28 01 2011 29 01 2011 30 01 2011 1 02 2011 2 02 2011 3 02 2011 4 02 2011 5 02 2011 6 02 2011 7 02 2011 8 02 2011 9 02 2011

136

Delta

c

Ngày/tháng/ năm 10 02 2011 11 02 2011 12 02 2011 13 02 2011 14 02 2011 15 02 2011 16 02 2011 17 02 2011 18 02 2011 19 02 2011 20 02 2011 21 02 2011 22 02 2011 23 02 2011 24 02 2011 25 02 2011 26 02 2011 27 02 2011 28 02 2011 01 03 2011 2 03 2011 3 03 2011 4 03 2011 5 03 2011 6 03 2011 7 03 2011 8 03 2011 9 03 2011 10 03 2011 11 03 2011 12 03 2011 13 03 2011 14 03 2011 15 03 2011 16 03 2011 17 03 2011 18 03 2011 19 03 2011 20 03 2011 21 03 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 213 213 212 212 212 213 213 213 213 214 214 211 230 214 214 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 245 245 212 222 211 206 210 208 205 206

m3 273 273 266 266 266 266 266 266 266 268 268 264 288 268 268 256 256 256 256 256 256 256 256 256 256 256 256 256 256 256 306 306 265 277 263 257 262 260 256 257

P, at 17,3 17 18,5 16,5 17,3 17,5 17,5 17 17,5 19,7 19,5 19,8 19,5 19 19 16,5 16 17 16 15,5 16 15,5 15,5 15,5 15 15 15 15,3 16 15,5 15 15 16 17 17 17,5 17 17,6 17 17

T, 0C 42 37 39 43 38 38 41 42 36 38 42 37 44 38 42 41 42 42 39 43 42 42 42 40 38 40 41 41 41 40 41 41 40 39 36 35 36 36 40 40

a -0,064 0,121 -0,007 -0,129 -0,093 0,014 0,243 -0,200 0,007 0,386 0,164 -0,200 -0,321 -0,086 -0,057 -0,279 -0,179 0,286 0,321 -0,143 -0,036 0,143 0,000 -0,036 0,000 -0,036 0,036 0,114 0,121 -0,043 -0,200 -0,100 0,250 0,286 0,000 -0,143 -0,179 0,014 -0,079 -0,014

Hệ số b 4,196 -7,841 0,921 8,663 6,450 -1,049 -18,071 15,320 -0,567 -30,417 -12,801 17,560 28,053 7,403 4,963 24,919 15,836 -28,129 -32,050 14,086 3,493 -15,157 -0,100 3,807 -0,200 3,850 -4,221 -13,297 -14,099 5,343 24,420 12,240 -31,550 -36,171 0,600 19,457 24,179 -1,823 10,853 1,900

-51,200 143,500 -5,354 -128,291 -94,494 36,566 353,146 -275,800 28,600 616,611 266,606 -365,620 -592,109 -140,111 -88,140 -537,480 -331,457 708,814 814,957 -330,657 -69,071 417,600 21,000 -85,771 26,500 -88,229 139,714 401,709 424,140 -150,840 -729,660 -358,920 1010,400 1159,814 -23,000 -645,100 -801,100 75,089 -357,391 -45,751

4,438 -8,212 0,696 9,067 6,505 -0,990 -16,479 14,062 -0,495 -26,141 -11,321 15,858 25,680 6,764 4,484 22,029 14,015 -18,857 -20,600 9,460 2,333 -8,890 0,010 2,241 0,040 2,218 -2,139 -6,824 -7,241 2,688 12,608 6,250 -14,997 -17,130 0,360 9,952 12,389 -0,968 5,461 0,996

137

Delta

Ngày/tháng/ năm 22 03 2011 23 03 2011 24 03 2011 25 03 2011 26 03 2011 27 03 2011 28 03 2011 29 03 2011 30 03 2011 31 03 2011 01 04 2011 2 04 2011 3 04 2011 4 04 2011 5 04 2011 6 04 2011 7 04 2011 8 04 2011 9 04 2011 10 04 2011 11 04 2011 12 04 2011 13 04 2011 14 04 2011 15 04 2011 16 04 2011 17 04 2011 18 04 2011 19 04 2011 20 04 2011 21 04 2011 22 04 2011 23 04 2011 24 04 2011 25 04 2011 26 04 2011 27 04 2011 28 04 2011 29 04 2011 30 04 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 206 206 211 211 211 192 192 192 204 180 203 215 192 206 200 200 200 200 200 200 216 200 200 212 200 200 212 199 200 211 211 211 216 211 188 198 192 189 202 189

m3 257 257 264 264 264 240 238 238 255 225 254 269 240 258 250 250 250 250 250 250 270 250 250 265 250 250 265 249 251 264 264 264 270 264 235 243 239 235 253 235

P, at 16,7 17 18 17 17 17 16 20,5 15 17 16,5 16 15,5 17,5 16,5 17 17 17 17 17 18 16 16 15,2 15,5 17 16,5 17 15,3 15,5 16,5 16 15,5 15,5 16 15,5 16 16 15 15

T, 0C 38 37 37 36 36 36 37 25 36 38 35 36 38 38 37 38 40 38 40 40 37 42 39 37 41 40 41 33 40 39 42 40 35 37 40 37 29 39 39 34

a -0,086 0,107 0,186 -0,050 -0,186 -0,071 0,000 0,571 -0,393 -0,286 -0,179 0,536 -0,357 0,357 0,107 -0,071 -0,179 0,107 -0,071 0,000 0,143 -0,214 -0,214 -0,114 0,271 0,293 0,129 -0,114 -0,386 -0,057 0,207 0,229 -0,207 -0,143 0,179 0,036 0,000 0,000 -0,107 -0,143

Hệ số b 12,051 -15,579 -26,914 7,530 27,917 10,757 -0,400 -88,543 62,021 45,614 28,679 -88,607 59,286 -60,000 -18,064 12,586 31,321 -18,907 12,814 0,000 -25,800 39,329 39,557 20,926 -52,151 -56,079 -24,663 22,860 76,331 11,009 -41,993 -46,709 42,761 29,614 -37,650 -7,621 0,100 0,100 23,207 31,229

c -406,334 583,074 991,840 -266,180 -1031,631 -387,629 47,800 3446,129 -2429,986 -1802,900 -1134,000 3679,571 -2443,643 2535,786 777,543 -537,443 -1356,300 850,900 -557,643 17,000 1181,714 -1787,086 -1808,229 -940,520 2520,340 2699,926 1198,351 -1126,211 -3759,394 -513,054 2143,960 2401,820 -2190,674 -1518,657 2000,043 422,214 5,000 5,000 -1240,700 -1690,786

5,922 -7,197 -12,417 3,465 13,012 4,965 0,160 -37,028 28,109 20,206 12,460 -33,570 23,878 -22,551 -6,914 4,845 12,246 -7,191 4,879 0,000 -9,625 14,949 14,857 7,934 -16,598 -17,964 -8,038 7,740 26,279 3,919 -13,024 -14,259 13,410 9,202 -11,080 -2,230 0,010 0,010 6,843 9,060

138

Delta

Ngày/tháng/ năm 01 05 2011 2 05 2011 3 05 2011 4 05 2011 5 05 2011 6 05 2011 7 05 2011 8 05 2011 9 05 2011 10 05 2011 11 05 2011 12 05 2011 13 05 2011 14 05 2011 15 05 2011 16 05 2011 17 05 2011 18 05 2011 19 05 2011 20 05 2011 21 05 2011 22 05 2011 23 05 2011 24 05 2011 25 05 2011 26 05 2011 27 05 2011 28 05 2011 29 05 2011 30 05 2011 31 05 2011 01 06 2011 2 06 2011 3 06 2011 4 06 2011 5 06 2011 6 06 2011 7 06 2011 8 06 2011 9 06 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 193 202 188 198 213 198 198 213 198 198 198 190 191 210 191 192 191 191 197 216 197 197 197 197 192 216 192 192 192 206 192 192 202 192 172 170 181 171 171 207

m3 240 253 235 247 266 247 247 265 247 247 247 237 238 262 238 239 238 238 246 270 246 246 246 246 240 270 240 240 240 258 240 240 252 240 215 213 227 213 213 227

P, at 14,5 15 15 15 15 15 16 14,8 16,5 16 15,5 16,8 18 15,4 16,5 16,5 16 17 17,5 17,5 17 15,5 16,5 16,5 15 15 15 15 14,5 15 15,5 15 15 16 15,5 16 15 15,7 16,5 17

T, 0C 36 42 38 40 39 40 44 39 41 42 37 44 43 41 41 42 42 45 42 40 42 39 42 44 39 36 35 36 36 34 43 38 39 36 40 42 43 43 40

a 0,000 0,179 0,071 0,036 -0,071 0,000 0,143 -0,100 0,086 -0,007 -0,057 -0,057 0,371 -0,307 -0,300 0,093 0,221 -0,050 0,179 0,036 -0,250 -0,321 0,071 0,250 -0,071 -0,250 0,107 0,214 -0,071 0,036 0,143 0,000 -0,143 0,107 0,071 -0,036 -0,214 0,064 0,164 0,221

Hệ số b -0,400 -40,250 -16,143 -8,093 16,529 0,000 -33,229 23,660 -20,120 1,964 13,849 14,243 -90,991 76,301 75,060 -23,610 -56,533 13,070 -45,821 -8,936 65,750 84,507 -19,400 -67,250 18,986 67,750 -29,807 -59,443 19,757 -10,050 -40,186 0,100 40,957 -30,707 -20,614 10,679 63,000 -19,139 -48,787 -66,079

c 59,700 2282,743 926,829 473,271 -941,100 15,000 1947,086 -1384,120 1195,769 -117,183 -823,174 -871,080 5588,420 -4721,794 -4677,960 1517,114 3624,289 -837,380 2955,700 574,900 -4305,500 -5536,829 1333,357 4538,600 -1245,043 -4573,800 2088,000 4137,129 -1351,129 721,829 2840,757 0,800 -2920,300 2215,200 1502,543 -782,214 -4614,571 1439,906 3637,389 4945,240

0,160 -10,468 -4,216 -2,116 4,308 0,000 -8,482 6,148 -5,163 0,510 3,629 3,755 -23,355 20,846 20,452 -6,067 -14,120 3,349 -11,611 -2,282 17,562 22,678 -4,599 -16,038 4,731 16,263 -6,391 -12,657 4,308 -2,116 -8,398 0,010 8,745 -6,443 -4,349 2,287 13,653 -3,977 -10,099 -13,692

139

Delta

Ngày/tháng/ năm 10 06 2011 11 06 2011 12 06 2011 13 06 2011 14 06 2011 15 06 2011 16 06 2011 17 06 2011 18 06 2011 19 06 2011 20 06 2011 21 06 2011 22 06 2011 23 06 2011 24 06 2011 25 06 2011 26 06 2011 27 06 2011 28 06 2011 29 06 2011 30 06 2011 01 07 2011 2 07 2011 3 07 2011 4 07 2011 5 07 2011 6 07 2011 7 07 2011 8 07 2011 9 07 2011 10 07 2011 11 07 2011 12 07 2011 13 07 2011 14 07 2011 15 07 2011 16 07 2011 17 07 2011 18 07 2011 19 07 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 219 212 173 181 183 181 192 176 173 179 202 172 172 179 173 158 167 164 160 160 226 154 160 182 160 169 164 158 166 173 160 158 169 204 212 210 195 204 203 193

m3 274 265 216 224 227 224 238 218 214 223 252 214 214 223 216 188 212 205 201 201 285 193 201 228 201 212 206 198 208 217 201 198 212 256 266 264 245 256 255 242

P, at 16 16 15,7 15,5 15,5 15,8 15,6 16,5 16 16,8 16,8 17 16 17 16 18 16 19 18,5 18,5 17 17 17 18 17 17,5 18 18,8 17,8 18,2 18,2 18 18,6 17,8 17,3 16,8 17,3 16 14,7 15

T, 0C 40 42 42 41 41 42 40 34 41 38 37 41 34 36 42 38 40 33 37 37 28 31 40 39 40 30 42 40 40 38 42 42 36 42 39 37 35 41 37 32

Hệ số c b -6059,240 80,144 -5100,723 67,324 -947,137 12,854 2268,874 -28,930 210,583 -2,364 2458,460 -31,260 542,200 -6,719 2300,500 -29,133 -913,971 11,527 1074,797 -13,474 -952,809 11,770 1112,117 -13,706 -6438,726 79,191 1560,080 -18,783 -734,840 9,269 7856,171 -94,657 -5975,886 71,671 8013,429 -95,600 -83,900 0,600 990,571 -11,793 -17760,10 207,793 -943,900 11,736 3301,914 -37,521 -124,386 10847,043 -2187,657 -2212,729 1109,771 8118,380 -6213,040 -4631,826 -446,166 2879,069 470,926 -1908,994 -4834,020 -4608,380 6578,751 -1429,937 -8544,794 -897,611

25,100 25,243 -12,493 -91,283 69,333 51,549 5,151 -31,320 -5,089 20,989 52,657 50,116 -69,817 15,754 91,200 10,237

a -0,264 -0,221 -0,043 0,093 0,007 0,100 0,021 0,093 -0,036 0,043 -0,036 0,043 -0,243 0,057 -0,029 0,286 -0,214 0,286 0,000 0,036 -0,607 -0,036 0,107 0,357 -0,071 -0,071 0,036 0,257 -0,193 -0,143 -0,014 0,086 0,014 -0,057 -0,143 -0,136 0,186 -0,043 -0,243 -0,029

17,624 14,776 2,866 -5,780 -0,427 -6,196 -1,335 -5,748 2,308 -2,695 2,417 -2,802 16,520 -3,794 1,925 -18,507 14,606 -18,844 0,360 -2,439 46,200 2,884 -7,249 -23,970 4,965 4,994 -2,467 -17,774 14,129 10,498 1,042 -6,167 -1,016 4,179 10,478 9,893 -12,639 3,065 16,783 2,215

140

Delta

Hệ số b

c

Ngày/tháng/ năm 20 07 2011 21 07 2011 22 07 2011 23 07 2011 24 07 2011 25 07 2011 26 07 2011 27 07 2011 28 07 2011 29 07 2011 30 07 2011 31 07 2011 01 08 2011 2 08 2011 3 08 2011 4 08 2011 5 08 2011 6 08 2011 7 08 2011 8 08 2011 9 08 2011 10 08 2011 11 08 2011 12 08 2011 13 08 2011 14 08 2011 15 08 2011 16 08 2011 17 08 2011 18 08 2011 19 08 2011 20 08 2011 21 08 2011 22 08 2011 23 08 2011 24 08 2011 25 08 2011 26 08 2011 27 08 2011 28 08 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 151 152 159 161 149 157 159 161 164 165 155 207 172 154 170 177 175 175 175 160 172 180 168 169 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

m3 190 191 200 202 186 197 200 202 205 206 194 257 216 192 211 233 221 221 220 201 215 225 210 211 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

P, at 17 16,8 16 15 14 14,5 14,5 14,5 15 14 14 15 15 22 19 15 15 15 15 20 14 15 14,3 14,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

T, 0C 31 33 34 40 33 40 35 36 37 34 35 37 37 34 27 36 35 36 36 36 27 28 39 38 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

-223,903 21412,831 -106,581 10209,720 -11775,22 121,754 -17706,38 182,814 -4720,811 49,363 7278,649 -73,460 9785,500 -98,850 4224,614 -42,479 -25,300 0,200 -4261,000 42,807 -4283,914 42,921 5843,357 -57,714 8824,371 -86,900 -377,157 38310,771 30,986 -3333,143 530,114 -54623,2 -45745,4 442,871 -298,943 31293,029 -239,657 25142,429 -299,000 31304,571 -22307 211,300 -28854,28 272,471 -14106,22 133,246 35244,24 -328,184 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

a 0,586 0,279 -0,314 -0,471 -0,129 0,186 0,250 0,107 0,000 -0,107 -0,107 0,143 0,214 0,929 -0,071 -1,286 -1,071 0,714 0,571 0,714 -0,500 -0,643 -0,314 0,764 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

-34,716 -16,944 20,972 31,884 8,846 -10,624 -14,177 -6,120 0,040 6,309 6,286 -8,122 -12,137 -49,641 7,788 101,842 83,388 -41,821 -32,862 -40,633 33,690 43,945 20,887 -41,751 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

141

Delta

Ngày/tháng/ năm 29 08 2011 30 08 2011 31 08 2011 01 09 2011 2 09 2011 3 09 2011 4 09 2011 5 09 2011 6 09 2011 7 09 2011 8 09 2011 9 09 2011 10 09 2011 11 09 2011 12 09 2011 13 09 2011 14 09 2011 15 09 2011 16 09 2011 17 09 2011 18 09 2011 19 09 2011 20 09 2011 21 09 2011 22 09 2011 23 09 2011 24 09 2011 25 09 2011 26 09 2011 27 09 2011 28 09 2011 29 09 2011 30 09 2011 01 10 2011 2 10 2011 3 10 2011 4 10 2011 5 10 2011 6 10 2011 7 10 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 0 0 0 0 0 0 0 0 264 263 208 218 214 200 206 146 218 202 202 160 143 159 162 159 158 164 155 154 160 158 159 160 161 172 160 158 157 135 155 149

m3 0 0 0 0 0 0 0 0 330 329 260 272 267 250 258 182 273 253 253 201 180 199 204 200 199 206 195 194 201 199 205 201 203 206 201 199 198 169 194 186

P, at 0 0 0 0 0 0 0 0 16,2 13,7 16,5 14,9 15,2 15,3 14,5 20,5 16,9 14,9 15 15,3 15,3 15,4 15 16 15 16 21 16,5 17 15 15 15 16 15 14,5 15 15 14,6 14,8 19

T, 0C 0 0 0 0 0 0 0 0 37 33 29 37 33 39 38 34 34 34 30 34 40 34 33 40 39 40 38 38 39 26 37 27 40 41 36 27 28 27 37 36

a 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,314 0,800 -0,936 -2,164 0,086 -0,250 0,100 0,750 -0,043 -0,857 -0,729 0,707 0,300 -0,021 -0,093 0,107 -0,057 0,057 0,714 -0,214 -0,750 -0,643 0,464 0,071 0,429 -0,071 -0,214 -0,036 0,214 -0,021 -0,071 0,643

Hệ số b 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,314 0,800 -0,936 -2,164 0,086 -0,250 0,100 0,750 -0,043 -0,857 -0,729 0,707 0,300 -0,021 -0,093 0,107 -0,057 0,057 0,714 -0,214 -0,750 -0,643 0,464 0,071 0,429 -0,071 -0,214 -0,036 0,214 -0,021 -0,071 0,643

c 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,314 0,800 -0,936 -2,164 0,086 -0,250 0,100 0,750 -0,043 -0,857 -0,729 0,707 0,300 -0,021 -0,093 0,107 -0,057 0,057 0,714 -0,214 -0,750 -0,643 0,464 0,071 0,429 -0,071 -0,214 -0,036 0,214 -0,021 -0,071 0,643

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 -16,068 -1,920 -2,627 -14,052 -0,022 -0,187 -0,030 -1,687 -0,006 -2,204 -1,592 -1,500 -0,270 -0,001 -0,026 -0,034 -0,010 -0,010 -1,531 -0,138 -1,687 -1,240 -0,647 -0,015 -0,551 -0,015 -0,138 -0,004 -0,138 -0,001 -0,015 -1,240

142

Delta

Ngày/tháng/ năm 8 10 2011 9 10 2011 10 10 2011 11 10 2011 12 10 2011 13 10 2011 14 10 2011 15 10 2011 16 10 2011 17 10 2011 18 10 2011 19 10 2011 20 10 2011 21 10 2011 22 10 2011 23 10 2011 24 10 2011 25 10 2011 26 10 2011 27 10 2011 28 10 2011 29 10 2011 30 10 2011 31 10 2011 01 11 2011 2 11 2011 3 11 2011 4 11 2011 5 11 2011 6 11 2011 7 11 2011 8 11 2011 9 11 2011 10 11 2011 11 11 2011 12 11 2011 13 11 2011 14 11 2011 15 11 2011 16 11 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 200 218 242 226 225 207 193 201 179 154 146 138 137 118 140 178 203 253 209 222 209 213 215 225 213 220 224 201 202 206 194 205 203 195 203 202 175 169 194 187

m3 252 275 304 284 284 260 243 253 225 194 185 177 176 152 181 276 257 328 271 283 267 272 274 281 267 281 286 256 258 263 244 259 256 246 256 255 221 213 245 236

T, P, 0C at 25 14,7 35 15,6 39 14,9 32 15,4 36 14,9 28 15,4 32 15,1 32 14,6 35 14,8 30 14,1 33 15,4 28 18,2 28 17 28 14,5 41 14 36 15 30 15 32 15 32 21 36 15 32 16 31 15 36 15 31 15 37 15 27 20 36 16,3 39 15,3 33 14,7 36 15,2 35 14,9 31 21 36 14 27 15,3 37 14,3 33 15,2 36 14,6 31 14,4 31 15,5 22,1 31,6

a -0,271 -0,507 -0,329 0,571 -0,114 0,100 -0,043 -0,057 -0,057 -0,007 0,193 0,514 0,036 -0,829 -0,564 0,457 0,464 0,000 0,714 -0,429 -0,714 -0,500 0,714 -0,071 0,143 0,714 -0,171 -0,764 -0,607 0,629 0,179 0,900 -0,614 -0,707 -0,421 0,964 -0,136 0,007 0,057 1,121

Hệ số b -0,271 -0,507 -0,329 0,571 -0,114 0,100 -0,043 -0,057 -0,057 -0,007 0,193 0,514 0,036 -0,829 -0,564 0,457 0,464 0,000 0,714 -0,429 -0,714 -0,500 0,714 -0,071 0,143 0,714 -0,171 -0,764 -0,607 0,629 0,179 0,900 -0,614 -0,707 -0,421 0,964 -0,136 0,007 0,057 1,121

c -0,271 -0,507 -0,329 0,571 -0,114 0,100 -0,043 -0,057 -0,057 -0,007 0,193 0,514 0,036 -0,829 -0,564 0,457 0,464 0,000 0,714 -0,429 -0,714 -0,500 0,714 -0,071 0,143 0,714 -0,171 -0,764 -0,607 0,629 0,179 0,900 -0,614 -0,707 -0,421 0,964 -0,136 0,007 0,057 1,121

-0,221 -0,772 -0,324 -0,980 -0,039 -0,030 -0,006 -0,010 -0,010 0,000 -0,112 -0,793 -0,004 -2,060 -0,955 -0,627 -0,647 0,000 -1,531 -0,551 -1,531 -0,750 -1,531 -0,015 -0,061 -1,531 -0,088 -1,752 -1,106 -1,185 -0,096 -2,430 -1,132 -1,500 -0,533 -2,790 -0,055 0,000 -0,010 -3,773

143

Delta

Ngày/tháng/ năm 17 11 2011 18 11 2011 19 11 2011 20 11 2011 21 11 2011 22 11 2011 23 11 2011 24 11 2011 25 11 2011 26 11 2011 27 11 2011 28 11 2011 29 11 2011 30 11 2011 01 12 2011 2 12 2011 3 12 2011 4 12 2011 5 12 2011 6 12 2011 7 12 2011 8 12 2011 9 12 2011 10 12 2011 11 12 2011 12 12 2011 13 12 2011 14 12 2011 15 12 2011 16 12 2011 17 12 2011 18 12 2011 19 12 2011 20 12 2011 21 12 2011 22 12 2011 23 12 2011 24 12 2011 25 12 2011 26 12 2011

Lưu lượng (Q) Tấn 197 198 184 199 196 181 205 219 227 264 207 187 202 178 184 195 204 206 160 168 161 144 153 182 173 176 179 168 176 179 153 156 161 147 164 166 170 179 182 167

m3 248 250 232 251 247 228 259 276 286 321 261 236 253 230 233 244 255 258 200 210 202 181 192 228 217 221 224 210 221 224 192 195 201 184 205 208 213 224 227 209

P, at 15,2 15 14,5 14,5 15 14,5 20 14,5 15,2 19 14,5 15 15 15 14 14,9 13,4 15,3 13,8 14,5 20,4 19,1 15,6 14,6 15,3 14,8 14,5 19,6 14,8 14,6 15,1 14,8 14,5 16 21 15,5 15 14,5 15 15

T, 0C 30 31 32 28 31 30 28 29 27 31 30 32 32 28 27 34 31 33 35 34 36 35 35 35 33 29 33 30 31 32 33 32 31 33 33 33 29 33 30 34

a -0,564 -1,150 -0,536 0,964 0,136 0,036 0,714 -0,429 -0,614 0,200 0,364 -0,621 -0,186 0,607 -0,214 0,057 -0,079 0,243 -0,100 0,071 0,729 0,400 -1,114 -1,143 0,464 0,550 0,014 0,643 -0,229 -0,693 -0,329 0,693 -0,071 0,143 0,886 -0,493 -1,036 -0,429 0,857 0,143

Hệ số b -0,564 -1,150 -0,536 0,964 0,136 0,036 0,714 -0,429 -0,614 0,200 0,364 -0,621 -0,186 0,607 -0,214 0,057 -0,079 0,243 -0,100 0,071 0,729 0,400 -1,114 -1,143 0,464 0,550 0,014 0,643 -0,229 -0,693 -0,329 0,693 -0,071 0,143 0,886 -0,493 -1,036 -0,429 0,857 0,143

c -0,564 -1,150 -0,536 0,964 0,136 0,036 0,714 -0,429 -0,614 0,200 0,364 -0,621 -0,186 0,607 -0,214 0,057 -0,079 0,243 -0,100 0,071 0,729 0,400 -1,114 -1,143 0,464 0,550 0,014 0,643 -0,229 -0,693 -0,329 0,693 -0,071 0,143 0,886 -0,493 -1,036 -0,429 0,857 0,143

-0,955 -3,967 -0,861 -2,790 -0,055 -0,004 -1,531 -0,551 -1,132 -0,120 -0,398 -1,159 -0,103 -1,106 -0,138 -0,010 -0,019 -0,177 -0,030 -0,015 -1,592 -0,480 -3,725 -3,918 -0,647 -0,907 -0,001 -1,240 -0,157 -1,440 -0,324 -1,440 -0,015 -0,061 -2,353 -0,729 -3,218 -0,551 -2,204 -0,061

144

Delta

T, 0C 35 31 30 33 33

Lưu lượng (Q) Tấn 162 190 167 176 176

m3 202 238 209 220 220

P, at 15 20,5 14,5 14,5 14,5

a 0,036 0,714 -0,464 -0,821 -0,357

Hệ số b 0,036 0,714 -0,464 -0,821 -0,357

c 0,036 0,714 -0,464 -0,821 -0,357

-0,004 -1,531 -0,647 -2,024 -0,383

Ngày/tháng/ năm 27 12 2011 28 12 2011 29 12 2011 30 12 2011 31 12 2011

Năm 2012

Delta

Ngày/ tháng/ năm 01 01 2012 2 01 2012 3 01 2012 4 01 2012 5 01 2012 6 01 2012 7 01 2012 8 01 2012 9 01 2012 10 01 2012 11 01 2012 12 01 2012 13 01 2012 14 01 2012 15 01 2012 16 01 2012 17 01 2012 18 01 2012 19 01 2012 20 01 2012 21 01 2012 22 01 2012 23 01 2012 24 01 2012 25 01 2012 26 01 2012 27 01 2012 28 01 2012 29 01 2012

T, 0C 30 35 30 30 34 36 32 27 34 36 35 32 25 34 29 26 36 33 33 32 31 34 31 33 30 28 29 32 30

Lưu lượng (Q) Tấn 157 158 156 175 148 154 159 154 161 166 154 162 175 158 164 182 158 163 157 182 179 157 158 172 166 170 171 167 169

m3 196 197 195 219 185 193 199 192 201 208 193 202 219 197 205 227 198 204 196 228 224 196 198 215 207 213 214 209 212

P, at 15 14,5 14,5 21 15,7 15,7 14,3 15 15 15 22 15,5 15 15 15 15 15 23 23 15 14,2 15,2 14,7 14,9 14,9 20,3 15,4 15,2 16,6

a - - - - -0,221 -0,843 -0,750 0,757 0,150 0,150 0,900 -0,429 -1,036 -0,571 0,964 0,071 0,000 1,143 0,571 -1,714 -1,829 0,657 1,200 0,036 -0,093 0,829 -0,343 -0,764 -0,236

Hệ số b - - - - 2,119 7,103 6,930 -10,426 -2,310 -2,470 -14,660 9,371 22,836 13,014 -26,521 -2,100 0,000 -34,971 -17,029 62,514 68,526 -28,726 -52,040 -1,541 4,381 -38,731 17,823 39,853 12,559

c - - - - 12,220 3,040 1,840 50,123 23,660 24,860 73,500 -33,500 -107,300 -56,243 196,386 30,357 15,000 281,286 141,400 -548,200 -620,177 328,423 577,660 31,354 -36,686 466,640 -214,560 -501,849 -150,294

- - - - 15,312 60,700 53,545 -43,105 -8,860 -8,815 -49,684 30,395 76,941 40,817 -54,102 -4,263 0,000 -62,877 -33,228 148,950 159,621 -38,116 -64,606 -2,103 5,571 -46,455 23,401 54,027 16,012

145

Delta

c

Ngày/ tháng/ năm 30 01 2012 31 01 2012 01 02 2012 2 02 2012 3 02 2012 4 02 2012 5 02 2012 6 02 2012 7 02 2012 8 02 2012 9 02 2012 10 02 2012 11 02 2012 12 02 2012 13 02 2012 14 02 2012 15 02 2012 16 02 2012 17 02 2012 18 02 2012 19 02 2012 20 02 2012 21 02 2012 22 02 2012 23 02 2012 24 02 2012 25 02 2012 26 02 2012 27 02 2012 28 02 2012 29 02 2012 01 03 2012 2 03 2012 3 03 2012 4 03 2012 5 03 2012 6 03 2012 7 03 2012

T, 0C 31 33 31 35 34 30 32 31 37 32 31 32 26 28 32 30 35 35 35 33 34 32 30 33 33 35 30 33 27 28 27 27 27 28 34 37 35 36

a 0,786 -0,357 0,550 -0,129 -0,600 -0,614 0,757 0,164 -0,064 0,736 -0,400 -0,643 -0,464 0,929 0,107 -0,107 0,536 -0,364 -0,543 -0,421 0,614 -0,007 0,121 -0,021 0,757 -0,379 -0,793 -0,486 0,764 0,193 0,079 -0,136 0,679 -0,164 -0,914 -0,493 0,686 1,200

Hệ số b -44,660 20,654 -32,130 8,171 38,220 39,983 -52,766 -11,630 4,479 -53,413 30,760 50,043 36,593 -77,143 -8,650 9,364 -45,993 33,176 49,923 39,224 -60,071 0,670 -12,213 2,176 -77,543 40,639 85,619 52,809 -86,930 -21,896 -9,004 16,124 -80,239 20,633 113,391 61,570 -89,131 -154,760

Lưu lượng (Q) Tấn 174 175 168 174 182 169 188 181 162 186 192 183 194 178 176 169 178 169 163 152 154 159 162 154 157 154 151 150 151 143 158 208 149 154 159 164 154 158

m3 217 221 210 219 228 212 236 227 228 234 241 230 244 224 221 212 224 212 205 196 194 200 203 194 198 193 189 188 189 180 199 260 187 194 200 206 194 198

P, at 16,4 14,5 20,6 15,5 15 14,5 14,7 15 14 20 14 14,5 14 15 15,5 14,5 20 14,7 15,3 14,9 14,4 15 14,9 14,6 20,6 14,7 14,8 14,4 14,1 15,5 14,8 14,6 20,5 15,6 14,4 15 14 22

649,689 -282,283 484,460 -112,780 -591,040 -633,229 933,323 220,411 -63,146 983,251 -574,940 -957,100 -704,629 1615,571 188,686 -189,643 1001,271 -738,560 -1130,680 -895,883 1482,746 -0,806 321,729 -40,423 1999,300 -1073,720 -2293,926 -1418,394 2485,471 635,777 272,497 -463,960 2386,000 -630,769 -3497,946 -1905,754 2910,254 5003,200

-47,363 23,338 -33,475 8,771 42,272 42,696 -42,414 -9,585 3,820 -40,635 26,274 43,173 30,441 -49,673 -6,043 6,414 -30,239 24,441 37,101 28,342 -34,742 0,426 -7,114 1,269 -42,128 25,575 55,518 33,008 -41,616 -11,034 -4,565 8,129 -38,057 11,210 65,129 33,806 -38,000 -64,702

146

Delta

Hệ số b

Ngày/ tháng/ năm 8 03 2012 9 03 2012 10 03 2012 11 03 2012 12 03 2012 13 03 2012 14 03 2012 15 03 2012 16 03 2012 17 03 2012 18 03 2012 19 03 2012 20 03 2012 21 03 2012 22 03 2012 23 03 2012 24 03 2012 25 03 2012 26 03 2012 27 03 2012 28 03 2012 29 03 2012 30 03 2012 31 03 2012 01 04 2012 2 04 2012 3 04 2012 4 04 2012 5 04 2012 6 04 2012 7 04 2012 8 04 2012 9 04 2012 10 04 2012 11 04 2012 12 04 2012 13 04 2012 14 04 2012

T, P, 0C at 32 16 32 14,5 33 14,5 32 14 31 14,7 31 15 32 21,5 29 15 32 15 36 15 35 16 37 15,5 35 15,4 33 15,9 32 14,9 41 16,8 31 16,3 34 15,1 34 15,2 32 15,8 34 15,8 35 15,4 34 18 32 16 36 15,4 34 15,1 32 15,4 37 15,7 33 16,3 38 15,5 34 15 36,5 16 32 15 32 15 36 17 17 33 14,7 37,5 35 20,6

a -0,300 -1,071 -0,821 0,893 0,279 0,129 0,971 -0,586 -0,971 -0,464 1,071 0,000 -0,121 -0,043 -0,029 0,179 0,064 -0,200 -0,307 0,250 0,207 -0,114 0,257 -0,071 -0,357 -0,314 0,350 0,171 0,129 -0,136 -0,214 0,079 0,079 -0,071 0,214 0,286 -0,471 0,393

Lưu lượng (Q) Tấn 159 161 173 163 160 152 160 152 163 152 627 694 612 597 542 597 580 524 460 482 526 473 472 492 480 458 379 368 368 373 370 367 373 386 389 385 363 370

m3 200 203 221 206 201 191 201 191 206 191 784 869 766 747 678 746 726 655 576 603 658 642 640 712 655 624 512 498 498 514 510 506 525 537 541 536 500 509

40,620 143,671 111,064 -124,964 -39,310 -18,137 -138,386 86,394 143,831 68,993 -163,957 0,200 19,073 6,891 4,391 -28,719 -10,273 33,180 51,490 -42,810 -35,659 20,006 -44,737 12,974 64,266 56,880 -65,010 -31,946 -23,931 25,956 41,043 -15,313 -15,610 14,043 -42,557 -57,314 96,311 -80,039

c -1357,240 -4797,900 -3736,243 4386,057 1400,883 653,891 4941,883 -3168,300 -5305,800 -2545,629 6286,529 -0,100 -733,289 -261,306 -152,860 1169,940 425,849 -1359,940 -2141,686 1847,940 1549,834 -859,780 1961,080 -572,583 -2874,223 -2556,871 3033,800 1503,443 1128,820 -1225,100 -1949,249 761,611 790,583 -674,729 2128,029 2889,600 -4902,340 4092,226

21,296 79,051 59,049 -48,417 -15,708 -7,331 -52,139 41,098 70,657 32,418 -60,321 0,040 7,605 2,697 1,815 -10,915 -3,972 12,960 20,006 -15,244 -12,615 7,186 -15,699 4,737 24,049 20,982 -21,020 -10,404 -7,823 8,645 13,732 -4,880 -4,797 4,422 -12,914 -17,473 31,479 -24,467

147

Delta

Hệ số b

Ngày/ tháng/ năm 15 04 2012 16 04 2012 17 04 2012 18 04 2012 19 04 2012 20 04 2012 21 04 2012 22 04 2012 23 04 2012 24 04 2012 25 04 2012 26 04 2012 27 04 2012 28 04 2012 29 04 2012 30 04 2012 01 05 2012 2 05 2012 3 05 2012 4 05 2012 5 05 2012 6 05 2012 7 05 2012 8 05 2012 9 05 2012 10 05 2012 11 05 2012 12 05 2012 13 05 2012 14 05 2012 15 05 2012 16 05 2012 17 05 2012 18 05 2012 19 05 2012 20 05 2012 21 05 2012 22 05 2012

Lưu lượng (Q) Tấn 351 530 583 558 563 561 569 566 574 577 568 549 552 535 529 521 541 518 490 502 490 469 475 500 482 482 470 419 395 382 376 372 371 368 396 392 365 395

m3 480 742 812 784 807 812 816 812 822 826 814 786 790 786 777 764 788 771 730 745 737 704 712 747 724 724 711 639 607 581 574 658 563 556 590 584 595 602

P, at 15 19,5 17 16,5 17 15,8 16,1 15,5 20,7 16,6 15,2 29,1 16,9 16,1 15,4 16 15,6 15,9 16,4 16 15,5 16,5 16,2 15 25 16 15 16,5 16 16,2 16,9 16,5 15,5 16 17 17,5 15,5 16,3

T, 0C 37 40 38 38 45 41 37 40 43 41 48 32 46 46 37 40 38 45 36 40 41 47 43 39 45 41 35 36 36 37 41 36 30 33 34 36 31 35

a -0,214 0,150 -0,479 0,229 -0,429 0,257 -0,007 -0,050 0,850 -0,214 -0,779 1,436 -0,064 -1,779 -1,271 1,836 0,150 0,071 0,036 0,014 -0,179 0,064 0,121 -0,193 1,221 -0,443 -1,329 -0,643 1,393 0,029 -0,064 0,050 -0,250 -0,071 0,307 0,250 -0,393 -0,207

44,531 -30,970 101,807 -49,534 92,671 -56,797 1,321 10,810 -189,690 49,049 177,444 -328,044 15,404 416,256 298,797 -439,670 -36,270 -17,306 -8,524 -3,434 44,276 -16,041 -30,590 48,856 -310,936 115,037 345,289 167,729 -369,464 -7,460 17,579 -13,410 67,930 19,391 -84,801 -69,150 110,150 58,324

c -2296,266 1615,160 -5396,011 2700,517 -4991,800 3152,420 -42,434 -567,580 10598,200 -2788,906 -10091,957 18754,320 -902,040 -24332,717 -17533,609 26340,209 2208,100 1063,863 524,180 222,240 -2728,237 1016,646 1942,417 -3077,857 19803,083 -7451,580 -22414,560 -10921,586 24515,057 502,663 -1184,966 915,420 -4597,760 -1299,620 5869,134 4797,600 -7703,914 -4088,643

14,820 -9,955 35,187 -15,399 30,622 -16,574 0,534 3,340 -51,584 15,272 57,237 -90,327 5,339 158,918 108,809 -102,680 -9,347 -4,473 -2,219 -0,905 11,598 -4,096 -7,712 12,534 -71,186 33,603 106,822 48,796 -80,031 -1,796 4,301 -3,256 16,725 4,708 -19,368 -15,878 26,871 13,990

148

Delta

c

Ngày/ tháng/ năm 23 05 2012 24 05 2012 25 05 2012 26 05 2012 27 05 2012 28 05 2012 29 05 2012 30 05 2012 31 05 2012 01 06 2012 2 06 2012 3 06 2012 4 06 2012 5 06 2012 6 06 2012 7 06 2012 8 06 2012 9 06 2012 10 06 2012 11 06 2012 12 06 2012 13 06 2012 14 06 2012 15 06 2012 16 06 2012 17 06 2012 18 06 2012 19 06 2012 20 06 2012 21 06 2012 22 06 2012 23 06 2012 24 06 2012 25 06 2012 26 06 2012 27 06 2012 28 06 2012 29 06 2012

T, 0C 35 36 36 37 37 39 34 35 39 32 37 34 37 34 41 41 42 42 41 40 42 38 40 37 40 40 42 40 40 36 43 36 43 38 39 38 41 38

a 0,043 0,371 0,021 -0,036 -0,229 0,000 0,343 -0,121 -0,243 -0,079 0,436 0,079 0,100 -0,257 -0,393 -0,236 0,264 0,071 -0,036 0,143 -0,071 -0,071 0,214 0,143 -0,286 -0,071 0,000 0,143 0,221 -0,129 -0,200 0,086 0,193 -0,229 0,193 -0,036 -0,143 -0,079

Hệ số b -12,551 -106,309 -5,801 10,587 66,903 -0,120 -101,166 36,356 72,937 23,699 -132,467 -23,453 -30,020 80,234 122,521 73,524 -84,084 -23,114 11,179 -46,000 22,843 23,186 -70,186 -47,143 95,057 23,757 -0,400 -48,286 -75,076 44,051 68,980 -29,757 -67,044 80,080 -67,676 12,793 50,777 28,239

934,446 7622,440 407,320 -767,611 -4878,511 34,440 7479,037 -2703,863 -5458,700 -1769,580 10084,971 1766,471 2269,600 -6239,223 -9533,126 -5714,020 6705,680 1887,143 -856,714 3720,214 -1808,629 -1864,343 5763,800 3906,200 -7888,771 -1958,029 84,200 4096,757 6380,203 -3756,020 -5930,320 2599,751 5843,717 -6996,423 5954,157 -1127,791 -4494,220 -2519,440

Lưu lượng (Q) Tấn 412 408 928 863 839 787 774 750 756 551 639 644 650 638 635 693 752 1068 916 867 864 804 778 771 752 755 751 752 755 759 740 702 678 697 693 668 839 955

m3 620 615 1267 1267 1203 1136 1124 1102 1108 830 921 937 950 947 940 1205 1119 1526 1388 1354 1365 1278 1258 1257 1245 1257 1248 1250 1266 1274 1243 1198 1186 1200 1197 1159 1388 1522

P, at 15,7 17 17 16,8 16,6 16,6 18,7 16,6 17 17,3 18,3 18,9 20,1 19 18 17,5 18 17 17 18 16 17 18 17 17 17 16 17,5 17,8 16,5 17,4 17,2 17,8 16,7 18,7 17,5 17 18,1

-2,652 -23,256 -1,257 2,429 15,639 0,014 -22,463 8,433 17,090 5,469 -29,121 -5,140 -6,640 20,054 30,874 18,316 -18,695 -4,913 2,573 -9,837 5,045 4,908 -14,366 -9,665 20,122 4,965 0,160 -9,494 -14,674 8,861 13,984 -5,856 -13,074 16,077 -13,205 2,544 10,193 5,593

149

Delta

c

Ngày/ tháng/ năm 30 06 2012 01 07 2012 2 07 2012 3 07 2012 4 07 2012 5 07 2012 6 07 2012 7 07 2012 8 07 2012 9 07 2012 10 07 2012 11 07 2012 12 07 2012 13 07 2012 14 07 2012 15 07 2012 16 07 2012 17 07 2012 18 07 2012 19 07 2012 20 07 2012 21 07 2012 22 07 2012 23 07 2012 24 07 2012 25 07 2012 26 07 2012 27 07 2012 28 07 2012 29 07 2012 30 07 2012 31 07 2012 01 08 2012 2 08 2012 3 08 2012 4 08 2012 5 08 2012 6 08 2012

Lưu lượng (Q) P, at Tấn 17,7 918 18,1 943 16,7 917 20,4 909 18,8 958 18,5 953 18 1259 18 1359 18 1326 19 1299 1274 19 1284 19,2 1282 18,6 1270 18 1264 17,5 18 1263 1255 17,5 1249 17,5 19 1233 1211 18 1184 18,2 16 882 16 882 18 1030 18 1030 1185 18,7 1175 18,4 1206 17,2 1205 17,9 1206 17,8 1211 18,1 1206 17,5 1205 17,8 1209 17,8 1214 17,9 18 1116 18 1134 1071 18,5

m3 1473 1491 1481 1476 1633 1618 1970 2095 2079 2055 2022 2036 2037 1967 1951 1957 1951 1993 1970 1943 1909 1424 1424 1528 1528 1933 1950 1873 1972 1973 1979 1974 1972 1983 1991 1898 1932 1748

T, 0C 40 43 37 42 43 44 47 44 44 44 45 46 44 48 48 45 45 47 45 46 45 29 29 43 43 46 47 44 48 48 48 45 47 46 46 45 45 46

a 0,229 0,021 -0,300 0,457 0,079 -0,221 -0,507 0,214 0,079 0,214 0,071 -0,043 -0,214 -0,143 -0,100 0,164 0,086 0,000 0,179 0,036 -0,150 -0,443 -0,029 0,414 0,457 -0,043 -0,279 -0,243 -0,064 0,164 0,157 -0,157 -0,007 0,021 0,079 -0,021 0,000 0,050

Hệ số b -82,426 -7,567 109,140 -166,954 -28,464 82,219 188,727 -80,703 -29,753 -80,900 -26,843 16,711 82,426 54,903 38,380 -64,421 -33,820 -0,100 -70,464 -14,064 60,190 177,649 10,743 -168,420 -186,354 18,311 115,321 100,423 26,573 -68,901 -66,000 66,394 2,979 -9,159 -33,639 9,324 0,060 -21,550

7448,257 685,269 -9908,160 15260,663 2595,497 -7613,100 -17538,640 7616,389 2834,611 7653,471 2539,829 -1609,686 -7907,120 -5255,920 -3663,460 6333,146 3353,669 37,400 6968,757 1402,400 -6019,660 -17796,866 -986,731 17133,371 19008,143 -1935,346 -11916,380 -10362,800 -2727,729 7241,906 6947,566 -6995,023 -292,594 996,340 3618,060 -996,343 4,940 2339,840

-15,837 -1,476 21,748 -31,479 -5,512 16,862 39,550 -15,382 -5,645 -15,308 -5,126 3,326 16,467 10,941 7,640 -11,661 -6,037 0,010 -12,468 -2,539 11,040 33,139 2,640 -27,148 -29,827 3,535 20,780 18,030 4,701 -11,560 -11,041 11,330 0,512 -1,521 -5,551 1,541 0,004 -3,565

150

Delta

Hệ số b

Ngày/ tháng/ năm 7 08 2012 8 08 2012 9 08 2012 10 08 2012 11 08 2012 12 08 2012 13 08 2012 14 08 2012 15 08 2012 16 08 2012 17 08 2012 18 08 2012 19 08 2012 20 08 2012 21 08 2012 22 08 2012 23 08 2012 24 08 2012 25 08 2012 26 08 2012 27 08 2012 28 08 2012 29 08 2012 30 08 2012 31 08 2012 01 09 2012 2 09 2012 3 09 2012 4 09 2012 5 09 2012 6 09 2012 7 09 2012 8 09 2012 9 09 2012 10 09 2012 11 09 2012 12 09 2012 13 09 2012

Lưu lượng (Q) P, at Tấn 1113 18 1122 18 1125 18 18 1120 1123 18,2 1137 17,5 18 1129 18 1119 1124 18 1117 18,5 1114 18,5 16,5 996 16,5 835 16,5 840 16,8 844 16,6 849 17 867 881 15,8 1091 20,7 1311 20,7 1335 18,4 19 1339 1381 18,4 1373 18,4 1390 18,9 1406 19,3 1397 18,3 1390 18,6 1375 18,5 1370 18,5 1398 19,5 1391 19,5 1384 19,4 1365 19,1 1372 19,8 1395 19,5 1391 19,6 1376 20,2

m3 1858 1879 1887 1879 1891 1912 1894 1883 1890 1882 1872 1600 1224 1227 1246 1257 1305 1323 1723 1998 2036 2043 2094 2012 2127 2156 2222 2218 2201 2202 2284 2302 2287 2263 2218 2241 2216 2190

T, 0C 46 47 47 47 45 46 49 47 47 47 46 47 45 45 47 47 47 46 47 46 45 40 45 43 41 47 45 46 45 45 46 46 47 46 45 46 47 45

a -0,050 -0,071 -0,036 0,071 0,029 -0,086 0,007 0,057 0,064 0,000 0,036 -0,321 -0,214 0,143 0,329 -0,007 0,021 -0,171 0,614 0,379 -0,507 -0,779 0,121 0,243 0,029 0,179 -0,150 -0,129 0,021 0,114 0,107 0,086 -0,086 -0,193 0,086 0,043 -0,014 0,014

21,870 31,286 15,664 -31,671 -12,646 38,149 -3,250 -25,734 -29,047 0,200 -16,136 146,964 98,071 -66,600 -152,797 3,379 -9,919 -0,171 0,614 0,379 -0,507 -0,779 0,121 0,243 0,029 0,179 -0,150 -0,129 0,021 0,114 0,107 0,086 -0,086 -0,193 0,086 0,043 -0,014 0,014

c -2373,280 -3407,543 -1699,400 3528,700 1417,217 -4226,534 387,526 2915,183 3299,009 -27,400 1840,500 -16780,243 -11202,686 7778,614 17780,211 -382,834 1164,240 -0,171 0,614 0,379 -0,507 -0,779 0,121 0,243 0,029 0,179 -0,150 -0,129 0,021 0,114 0,107 0,086 -0,086 -0,193 0,086 0,043 -0,014 0,014

3,641 5,212 2,598 -5,121 -2,054 6,216 -0,510 -4,074 -4,580 0,040 -2,567 23,903 15,703 -9,362 -21,311 0,477 -1,414 -0,088 -1,132 -0,430 -0,772 -1,819 -0,044 -0,177 -0,002 -0,096 -0,068 -0,050 -0,001 -0,039 -0,034 -0,022 -0,022 -0,112 -0,022 -0,006 -0,001 -0,001

151

Delta

P, at

Ngày/ tháng/ năm 14 09 2012 15 09 2012 16 09 2012 17 09 2012 18 09 2012 19 09 2012 20 09 2012 21 09 2012 22 09 2012 23 09 2012 24 09 2012 25 09 2012 26 09 2012 27 09 2012 28 09 2012 29 09 2012 30 09 2012 01 10 2012 2 10 2012 3 10 2012 4 10 2012 5 10 2012 6 10 2012 7 10 2012 8 10 2012 9 10 2012 10 10 2012 11 10 2012 12 10 2012 13 10 2012 14 10 2012 15 10 2012 16 10 2012 17 10 2012 18 10 2012 19 10 2012 20 10 2012 21 10 2012

Lưu lượng (Q) Tấn 1377 19,7 1357 19,8 1314 20,4 1276 21,5 1245 20 1227 19,7 1221 19,8 1213 20,7 1216 18,6 1212 20,1 1186 19,2 1339 22,4 1310 19,7 1254 18,7 1187 19,1 1196 20,6 1288 19,8 1278 20,6 1250 19,5 1186 22,4 1172 20,4 1129 18,5 1159 21,5 1157 21 1170 19,5 1189 19,6 1256 20 1260 19,8 20 1247 1229 20 1234 19,8 1216 20 1185 19,5 21 1160 21 1173 1191 24 1225 18,8 1580 19,7

m3 2190 2165 2112 2055 2029 2019 1999 2036 2033 2038 2010 2186 2155 2095 2035 2043 2135 2114 2077 2020 2053 1951 1974 1968 1978 1981 2000 2017 2006 2001 2033 2030 1984 1955 2012 2044 2110 2551

T, 0C 44 43 42 42 43 47 47 47 45 46 47 45 48 47 46 43 47 42 49 46 47 45 46 44 48 45 47 47 48 49 50 49 48 48 50 43 48 42

a 0,007 -0,079 0,043 0,264 -0,193 -0,314 -0,057 0,371 -0,200 -0,014 0,000 0,586 -0,307 -0,436 -0,279 0,700 0,107 -0,107 -0,257 0,393 -0,114 -0,464 0,021 0,564 -0,193 -0,486 0,243 0,207 -0,029 -0,029 -0,014 -0,014 -0,043 0,193 0,114 0,393 -0,743 -0,457

Hệ số b 0,007 -0,079 0,043 0,264 -0,193 -0,314 -0,057 0,371 -0,200 -0,014 0,000 0,586 -0,307 -0,436 -0,279 0,700 0,107 -0,107 -0,257 0,393 -0,114 -0,464 0,021 0,564 -0,193 -0,486 0,243 0,207 -0,029 -0,029 -0,014 -0,014 -0,043 0,193 0,114 0,393 -0,743 -0,457

c 0,007 -0,079 0,043 0,264 -0,193 -0,314 -0,057 0,371 -0,200 -0,014 0,000 0,586 -0,307 -0,436 -0,279 0,700 0,107 -0,107 -0,257 0,393 -0,114 -0,464 0,021 0,564 -0,193 -0,486 0,243 0,207 -0,029 -0,029 -0,014 -0,014 -0,043 0,193 0,114 0,393 -0,743 -0,457

0,000 -0,019 -0,006 -0,210 -0,112 -0,296 -0,010 -0,414 -0,120 -0,001 0,000 -1,029 -0,283 -0,570 -0,233 -1,470 -0,034 -0,034 -0,198 -0,463 -0,039 -0,647 -0,001 -0,955 -0,112 -0,708 -0,177 -0,129 -0,002 -0,002 -0,001 -0,001 -0,006 -0,112 -0,039 -0,463 -1,656 -0,627

152

Delta

P, at

Ngày/ tháng/ năm 22 10 2012 23 10 2012 24 10 2012 25 10 2012 26 10 2012 27 10 2012 28 10 2012 29 10 2012 30 10 2012 31 10 2012 01 11 2012 2 11 2012 3 11 2012 4 11 2012 5 11 2012 6 11 2012 7 11 2012 8 11 2012 9 11 2012 10 11 2012 11 11 2012 12 11 2012 13 11 2012 14 11 2012 15 11 2012 16 11 2012 17 11 2012 18 11 2012 19 11 2012 20 11 2012 21 11 2012 22 11 2012 23 11 2012 24 11 2012 25 11 2012 26 11 2012 27 11 2012 28 11 2012

Lưu lượng (Q) Tấn 1499 20,6 1403 19,3 1378 19,9 1329 19,2 1314 19,5 1282 19,8 1259 20,4 1204 19,2 1456 20,3 1482 20,8 1533 21,6 1450 20,9 1462 20,4 1392 22,7 1416 20 1796 20,9 21 1837 21 1797 21 1751 21 1708 1833 20 1781 21,6 20 1769 21 1734 20 1781 1957 22,9 2129 23 2056 22,6 1961 22,5 1813 20,9 1768 20,5 1477 20,9 1659 22,1 1999 22,7 1937 23,3 1812 21,6 1711 21,4 1738 22,1

m3 2462 2287 2285 2215 2197 2156 2175 2171 2480 2511 2524 2387 2448 2337 2366 2840 2887 2819 2762 2701 2849 2789 2762 2723 2785 2978 3190 3108 2992 2,817 2770 2447 2656 3075 3029 2911 2774 2817

T, 0C 44 38 44 45 45 48 46 47 48 46 42 47 45 47 47 47 47 45 45 47 47 46 46 45 45 44 47 45 46 47 43 49 45 49 45 50 50 44

a 0,136 0,557 -0,200 -0,093 0,136 0,029 0,186 -0,193 -0,014 0,150 0,243 -0,236 -0,250 0,229 -0,086 -0,157 -0,057 0,329 -0,136 -0,014 -0,143 0,157 -0,043 0,057 -0,186 0,500 0,150 -0,114 -0,464 -0,221 -0,107 0,157 0,457 0,200 -0,014 -0,414 -0,279 0,121

Hệ số b 0,136 0,557 -0,200 -0,093 0,136 0,029 0,186 -0,193 -0,014 0,150 0,243 -0,236 -0,250 0,229 -0,086 -0,157 -0,057 0,329 -0,136 -0,014 -0,143 0,157 -0,043 0,057 -0,186 0,500 0,150 -0,114 -0,464 -0,221 -0,107 0,157 0,457 0,200 -0,014 -0,414 -0,279 0,121

c 0,136 0,557 -0,200 -0,093 0,136 0,029 0,186 -0,193 -0,014 0,150 0,243 -0,236 -0,250 0,229 -0,086 -0,157 -0,057 0,329 -0,136 -0,014 -0,143 0,157 -0,043 0,057 -0,186 0,500 0,150 -0,114 -0,464 -0,221 -0,107 0,157 0,457 0,200 -0,014 -0,414 -0,279 0,121

-0,055 -0,931 -0,120 -0,026 -0,055 -0,002 -0,103 -0,112 -0,001 -0,068 -0,177 -0,167 -0,187 -0,157 -0,022 -0,074 -0,010 -0,324 -0,055 -0,001 -0,061 -0,074 -0,006 -0,010 -0,103 -0,750 -0,068 -0,039 -0,647 -0,147 -0,034 -0,074 -0,627 -0,120 -0,001 -0,515 -0,233 -0,044

153

Delta

P, at

Lưu lượng (Q) Tấn 1855 21,9 1854 21,3 1815 21,5 1629 21,6 21 1767 22 1758 22 1728 21 1739 1765 21 1755 21,4 1755 21,5 1742 21 1743 20,7 1751 21 2032 22,4 1969 22,4 1900 21,5 1921 21,5 1938 22,5 2118 22,4 2085 22,4 2044 21,6 1916 21,8 22 1840 22 1965 1935 22,4 1842 22,7 23 1930 1929 23,2 2009 22,6 1925 20,3 1991 19,2 1976 18,5

m3 3004 3224 2950 2822 2894 2857 2821 2828 3091 2822 2816 2814 2830 2835 3409 3337 3211 3431 3285 3472 3393 3344 3105 3079 3454 3416 3310 3441 3465 3510 3485 3573 3567

T, 0C 47 46 50 46 45 45 45 46 47 46 46 46 46 45 48 48 47 47 47 47 47 46 45 46 47 45 49 50 49 49 48 46 43

a 0,279 -0,121 -0,100 0,100 -0,007 0,064 0,100 -0,129 -0,214 0,129 0,186 -0,093 -0,143 0,043 0,314 0,121 -0,271 -0,264 0,207 0,186 -0,079 -0,250 -0,014 0,100 0,114 0,014 0,043 0,036 -0,029 -0,136 -0,429 -0,307 0,071

Ngày/ tháng/ năm 29 11 2012 30 11 2012 01 12 012 2 12 012 3 12 012 4 12 012 5 12 012 6 12 012 7 12 012 8 12 012 9 12 012 10 12 012 11 12 012 12 12 012 13 12 012 14 12 012 15 12 012 16 12 012 17 12 012 18 12 012 19 12 012 20 12 012 21 12 012 22 12 012 23 12 012 24 12 012 25 12 012 26 12 012 27 12 012 28 12 012 29 12 012 30 12 012 31 12 012

Hệ số b 0,279 -0,121 -0,100 0,100 -0,007 0,064 0,100 -0,129 -0,214 0,129 0,186 -0,093 -0,143 0,043 0,314 0,121 -0,271 -0,264 0,207 0,186 -0,079 -0,250 -0,014 0,100 0,114 0,014 0,043 0,036 -0,029 -0,136 -0,429 -0,307 0,071

c 0,279 -0,121 -0,100 0,100 -0,007 0,064 0,100 -0,129 -0,214 0,129 0,186 -0,093 -0,143 0,043 0,314 0,121 -0,271 -0,264 0,207 0,186 -0,079 -0,250 -0,014 0,100 0,114 0,014 0,043 0,036 -0,029 -0,136 -0,429 -0,307 0,071

-0,233 -0,044 -0,030 -0,030 0,000 -0,012 -0,030 -0,050 -0,138 -0,050 -0,103 -0,026 -0,061 -0,006 -0,296 -0,044 -0,221 -0,210 -0,129 -0,103 -0,019 -0,188 -0,001 -0,030 -0,039 -0,001 -0,006 -0,004 -0,002 -0,055 -0,551 -0,283 -0,015

Năm 2013

Delta

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 1932 3534

P, at 18,3

T, 0C 45

a -

Hệ số b -

c -

Ngày/ tháng/ năm 01 01 2013

154

Delta

P, at

- - -

Ngày/ tháng/ năm 2 01 2013 3 01 2013 4 01 2013 5 01 2013 6 01 2013 7 01 2013 8 01 2013 9 01 2013 10 01 2013 11 01 2013 12 01 2013 13 01 2013 14 01 2013 15 01 2013 16 01 2013 17 01 2013 18 01 2013 19 01 2013 20 01 2013 21 01 2013 22 01 2013 23 01 2013 24 01 2013 25 01 2013 26 01 2013 27 01 2013 28 01 2013 29 01 2013 30 01 2013 31 01 2013 01 02 2013 2 02 2013 3 02 2013 4 02 2013 5 02 2013 6 02 2013 7 02 2013 8 02 2013 9 02 2013 10 02 2013

T, 0C 19,2 45,4 44 20,5 44 19 45 19 44 20 45 20,5 43 20 20 44 44 20 44 19 44 21,5 46 20 44 21,5 45 21,5 45 22 21 45 45 21 20,8 46,3 21,1 44,3 43,7 21 21,3 45,6 44,9 23 44,9 23 23 44,9 20,7 44,9 20,7 44,9 19,2 45,5 19,5 44,1 44,7 19 20,9 45 20,2 47,4 20,9 43,9 20,7 43,5 46 20,8 20,5 44 22,2 45,5 46 22,1 22 45,5 21,8 44,5 45 22,5

a - - - -0,329 0,064 0,357 -0,107 -0,214 -0,036 -0,071 0,286 0,036 0,071 -0,143 0,179 -0,321 -0,107 -0,029 0,171 0,021 0,043 0,229 0,114 -0,164 -0,571 -0,164 -0,050 0,264 0,057 0,429 0,029 -0,014 -0,200 0,050 -0,121 0,243 0,114 -0,100 -0,271 0,107

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 1924 3525 1898 3472 1893 3466 1802 3354 1801 3351 1804 3362 1794 3353 1788 3332 1814 3350 1894 3338 2145 3845 2099 3755 2064 3703 2100 3770 2028 3729 2036 3732 2102 3798 2048 3751 2034 3678 1997 3655 2075 3767 2205 3893 2271 3871 2292 3956 2256 3920 2287 3979 2275 4005 2264 3946 2273 3922 2236 3911 2241 3917 2198 3903 2185 3938 2134 3882 2135 3881 2275 4089 2339 4215 2333 4137 2315 4127 2355 4154

Hệ số b - - - 2,091 -0,504 -3,471 1,636 3,200 0,521 0,986 -5,514 -0,636 -1,314 4,214 -4,750 9,893 3,279 0,731 -6,371 -0,804 -1,634 -9,140 -4,449 8,127 27,309 7,524 1,610 -15,121 -3,660 -24,837 -1,374 1,286 13,140 -3,270 8,307 -16,760 -7,809 7,800 20,869 -8,327

c - - - 16,540 20,400 27,514 13,957 8,429 18,286 16,957 46,100 22,700 25,743 -9,657 52,443 -54,229 -3,414 17,140 79,980 28,483 36,497 112,123 64,206 -77,429 -302,920 -63,020 13,360 235,706 77,386 378,851 35,217 -6,000 -194,940 74,060 -121,209 309,634 154,026 -129,980 -378,800 183,700

26,112 -4,991 -27,255 8,657 17,464 2,884 5,817 -22,278 -2,839 -5,628 12,242 -14,897 28,146 9,286 2,494 -14,248 -1,795 -3,586 -18,973 -9,561 15,169 53,370 15,202 5,264 -20,517 -4,293 -32,576 -2,136 1,310 16,708 -4,119 10,136 -19,890 -9,438 8,848 24,229 -9,387

155

Delta

Ngày/ tháng/ năm 11 02 2013 12 02 2013 13 02 2013 14 02 2013 15 02 2013 16 02 2013 17 02 2013 18 02 2013 19 02 2013 20 02 2013 21 02 2013 22 02 2013 23 02 2013 24 02 2013 25 02 2013 26 02 2013 27 02 2013 28 02 2013 01 03 2013 2 03 2013 3 03 2013 4 03 2013 5 03 2013 6 03 2013 7 03 2013 8 03 2013 9 03 2013 10 03 2013 11 03 2013 12 03 2013 13 03 2013 14 03 2013 15 03 2013 16 03 2013 17 03 2013 18 03 2013 19 03 2013 20 03 2013 21 03 2013 22 03 2013

T, P, 0C at 44 22 45 21,9 44 22,1 44 21,7 21,5 44 22,2 43,5 45 22,1 22,6 44,9 21,7 44 22,8 44,6 22,3 44,6 22,7 42,3 22,1 44,7 22,1 42 21,7 43,4 21 43,6 21,2 44,5 21,7 45,2 24 45 46 24,9 23,5 44,1 48 24,1 48 24 46,5 24 24 47 25,1 47,5 45 24,4 46 25,4 47 24,1 47 24 47 23,9 47 24 48 23,8 44 23,7 47 22,8 46 23,5 23,2 47 23,9 46,8 43,8 24 24,1 46,6

a 0,007 -0,071 -0,043 0,036 -0,057 0,086 0,107 0,043 -0,186 0,071 0,000 0,071 -0,179 0,000 -0,071 -0,043 0,007 0,193 0,450 0,229 -0,371 -0,407 0,000 0,150 -0,079 0,171 -0,021 0,014 -0,221 -0,079 -0,071 0,200 0,000 -0,021 -0,136 0,071 0,086 0,157 -0,014 0,014

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 2299 4097 2315 4107 2288 4073 2239 3961 2147 3855 2275 3951 2314 4038 2654 4471 2831 4647 2735 4532 2715 4497 2617 4377 2534 4284 2414 4100 2430 4248 2413 4235 2377 4175 2352 4146 2314 4045 2208 3921 2169 3757 2152 3734 2180 3777 2177 3760 2184 3760 2279 3865 2270 3870 2258 3851 2247 3843 2250 3817 2236 3815 2224 3807 2203 3776 2188 3739 2084 3607 2060 3577 2049 3527 2149 3666 2094 3553 2035 3463

Hệ số b -0,541 5,857 3,600 -3,221 4,909 -7,714 -9,807 -3,789 17,909 -6,920 0,060 -7,206 18,641 -0,160 7,534 4,334 -1,090 -22,116 -51,670 -25,911 45,351 50,101 -0,080 -19,030 10,147 -22,086 3,019 -1,594 30,164 10,593 9,760 -28,700 -0,060 3,059 19,836 -10,914 -13,169 -24,120 2,509 -2,057

c 32,294 -97,889 -53,454 94,454 -83,394 195,280 246,120 105,326 -409,334 189,717 19,300 203,983 -463,820 30,880 -176,243 -86,737 60,246 655,157 1504,080 755,220 -1360,140 -1516,754 29,060 627,340 -303,511 735,183 -81,540 67,240 -1002,243 -332,071 -308,697 1053,380 28,280 -85,160 -700,760 440,203 528,954 948,646 -85,246 97,069

-0,630 6,338 3,796 -3,116 5,033 -7,443 -9,300 -3,703 16,640 -6,318 0,004 -6,358 16,203 0,026 6,410 3,917 -0,533 -16,302 -37,555 -19,085 35,973 40,010 0,006 -14,263 7,575 -16,347 2,123 -1,301 22,183 7,843 7,058 -19,014 0,004 2,055 13,043 -6,651 -7,944 -14,517 1,422 -1,315

156

Delta

c

T, P, 0C at 25,9 47 26,7 44,9 24,9 45,4 46 25,7 22,9 44,8 25,6 46,7 24,3 44,5 24,9 43,9 24,7 44,1 23,5 46,1 44 24,6 44 24,5 44 25,2 44 24,3 43 24,4 45 25,5 46 25,2 44 25,4 44 25,8 43 26,2 43 24,8 43 25,1 34 18,8 25,4 44 27,1 44,5 42 25 22,5 38 26,5 43,7 26,3 43,9 26,2 43,3 25,6 42 26,3 47,3 26,4 46,1 26,3 44,8 26,7 44,8 27,4 45,1 25,9 46,4 25,8 46 26,3 45,8 26,3 44,9

a 0,157 0,221 -0,343 -0,329 -0,329 0,386 0,093 0,200 -0,279 -0,043 0,000 0,179 0,186 -0,229 -0,086 0,129 0,157 -0,086 -0,064 0,114 -0,229 -0,143 -0,836 0,671 1,121 0,250 -1,571 0,300 0,736 0,043 -0,650 0,093 0,121 0,029 -0,057 0,121 -0,179 -0,229 0,071 0,257

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 2120 3614 2244 3796 2191 3779 2143 3697 2062 3590 2129 3681 2119 3684 2066 3621 2046 3610 2053 3618 2078 3684 2064 3675 2051 3630 2099 3705 2049 3616 2012 3560 2020 3561 2044 3594 2044 3652 2057 3684 2025 3667 1995 3507 1798 2911 1884 3290 2153 3794 2146 3685 2094 3623 2115 3662 2238 3792 2204 3769 2271 3837 2219 3761 2167 3684 2120 3602 2103 3574 2117 3633 2080 3556 2083 3568 2071 3563 2041 3535

Hệ số b -24,583 -35,121 56,669 54,763 54,500 -65,991 -16,101 -34,820 49,319 7,249 -0,080 -32,590 -33,971 42,734 16,054 -24,309 -30,051 16,929 12,870 -22,429 45,714 28,697 168,976 -139,074 -232,767 -51,690 333,843 -64,440 -158,924 -8,723 143,590 -20,724 -27,170 -6,357 13,249 -27,679 41,439 53,306 -17,097 -61,380

984,820 1416,520 -2315,646 -2255,671 -2233,723 2846,874 722,446 1539,820 -2157,740 -280,966 31,600 1511,023 1577,614 -1972,497 -726,960 1173,480 1461,314 -810,454 -618,471 1125,706 -2259,777 -1415,380 -8514,940 7224,183 12100,409 2694,980 -17703,869 3485,080 8606,460 466,820 -7903,180 1182,297 1545,757 379,631 -741,334 1603,520 -2377,120 -3080,977 1049,169 3688,646

-14,713 -21,117 35,584 34,374 34,500 -37,452 -9,081 -19,424 27,983 4,376 0,006 -17,194 -17,884 22,793 8,497 -12,597 -15,452 8,706 6,601 -11,568 23,714 14,737 88,564 -60,434 -98,433 -23,124 169,594 -29,582 -70,654 -3,938 69,820 -9,643 -12,587 -2,973 6,077 -12,749 19,212 24,606 -7,450 -26,531

Ngày/ tháng/ năm 23 03 2013 24 03 2013 25 03 2013 26 03 2013 27 03 2013 28 03 2013 29 03 2013 30 03 2013 31 03 2013 01 04 2013 2 04 2013 3 04 2013 4 04 2013 5 04 2013 6 04 2013 7 04 2013 8 04 2013 9 04 2013 10 04 2013 11 04 2013 12 04 2013 13 04 2013 14 04 2013 15 04 2013 16 04 2013 17 04 2013 18 04 2013 19 04 2013 20 04 2013 21 04 2013 22 04 2013 23 04 2013 24 04 2013 25 04 2013 26 04 2013 27 04 2013 28 04 2013 29 04 2013 30 04 2013 01 05 2013

157

Delta

P, at

c

Ngày/ tháng/ năm 2 05 2013 3 05 2013 4 05 2013 5 05 2013 6 05 2013 7 05 2013 8 05 2013 9 05 2013 10 05 2013 11 05 2013 12 05 2013 13 05 2013 14 05 2013 15 05 2013 16 05 2013 17 05 2013 18 05 2013 19 05 2013 20 05 2013 21 05 2013 22 05 2013 23 05 2013 24 05 2013 25 05 2013 26 05 2013 27 05 2013 28 05 2013 29 05 2013 30 05 2013 31 05 2013 01 06 2013 2 06 2013 3 06 2013 4 06 2013 5 06 2013 6 06 2013 7 06 2013 8 06 2013 9 06 2013 10 06 2013

T, 0C 26,6 45,5 44 27 46 26,3 47 26,1 45 26,4 44 25,4 44 25,7 46 25,6 26,7 44 26,9 43,8 42 26,5 26 42 26,8 41,5 41 26,2 25,5 41 26,6 40,5 25,4 40,5 41 26,7 26,7 41 26,8 42,1 26,4 43,8 25,5 44,7 26,1 45,6 24,9 43 26,6 44,7 25,4 41,7 25,3 44,1 40,2 25 44 26 26,1 39,4 25,7 41,1 26,6 41,9 26,7 38,3 26,6 41,8 26,1 41,8 25,9 42,6 25,5 43,1 25,7 43,5 44 26,1 26,4 43,4

a 0,021 0,007 -0,093 -0,150 0,021 -0,007 -0,021 0,036 0,271 0,071 -0,107 -0,271 0,079 0,064 -0,129 0,036 0,043 0,121 0,021 0,093 -0,236 -0,164 0,036 -0,007 0,243 -0,050 -0,050 -0,207 0,300 0,121 -0,079 -0,050 0,093 -0,014 -0,214 -0,071 -0,021 0,086 0,129 0,114

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 2089 3582 2058 3541 1987 3432 2008 3461 2001 3444 2026 3479 2000 3444 1970 3413 1964 3439 1959 3551 1978 3538 1962 3499 2009 3527 2049 3567 2025 3493 1975 3427 1970 3349 1988 3442 2028 3519 2018 3492 2002 3430 1969 3284 1950 3218 1920 3174 1933 3191 1904 3165 1921 3197 1970 3312 1910 3208 1999 3323 2045 3327 2056 3326 2056 3325 1990 3249 1951 3201 1950 3511 1992 3526 1951 3442 2001 3517 1986 3487

Hệ số b -4,953 -1,459 22,727 36,830 -5,444 1,476 5,210 -9,241 -69,406 -18,029 28,147 71,174 -20,813 -17,210 34,277 -9,653 -11,897 -33,181 -5,664 -25,644 66,210 46,059 -10,393 1,633 -69,963 14,530 14,490 60,790 -88,960 -35,976 23,761 15,390 -28,039 4,571 66,080 21,943 6,376 -27,154 -40,649 -36,183

311,909 98,294 -1363,940 -2233,980 372,043 -46,603 -290,237 623,394 4462,263 1162,960 -1821,920 -4638,963 1404,691 1178,131 -2258,051 678,391 851,340 2292,600 399,723 1796,717 -4622,529 -3201,346 781,871 -61,480 5064,180 -1029,800 -1023,980 -4434,126 6619,940 2689,863 -1770,580 -1157,860 2142,526 -338,646 -5067,551 -1658,549 -446,923 2176,240 3238,420 2889,509

-2,204 -0,681 9,917 16,061 -2,249 0,846 2,267 -3,652 -27,589 -7,245 11,439 29,191 -8,299 -6,764 13,639 -3,735 -4,402 -12,541 -2,178 -9,723 25,380 17,651 -3,684 0,910 -24,688 5,161 5,164 21,434 -30,046 -12,253 8,137 5,280 -9,634 1,547 22,951 7,618 2,342 -8,784 -13,167 -11,719

158

Delta

P, at

c

Ngày/ tháng/ năm 11 06 2013 12 06 2013 13 06 2013 14 06 2013 15 06 2013 16 06 2013 17 06 2013 18 06 2013 19 06 2013 20 06 2013 21 06 2013 22 06 2013 23 06 2013 24 06 2013 25 06 2013 26 06 2013 27 06 2013 28 06 2013 29 06 2013 30 06 2013 01 07 2013 2 07 2013 3 07 2013 4 07 2013 5 07 2013 6 07 2013 7 07 2013 8 07 2013 9 07 2013 10 07 2013 11 07 2013 12 07 2013 13 07 2013 14 07 2013 15 07 2013 16 07 2013 17 07 2013 18 07 2013 19 07 2013 20 07 2013

T, 0C 26,8 42,5 26,2 43 26,9 43,5 26,6 42,8 26,9 42,5 27,1 43,1 26,9 42,8 27,2 42,6 26,9 41,7 38 26,7 26,6 40,7 26,4 38,7 25,7 40,5 25,7 40,5 26,1 39,2 25,7 40,7 26,2 40,3 27,5 40,6 26,9 40,5 40,2 27 27,1 42,6 27,6 35,8 26,3 36,9 26,5 37,5 26,5 38,3 26,4 38,7 26,9 39 27,2 38,6 39 27,4 27,6 39,2 27,7 39,5 29,3 38,6 29,1 38,8 28,8 39 28,7 38,7 29,1 36,3 29,5 36,5 30,6 36,1 31,5 34,8 35,9 32,6

a 0,021 -0,136 -0,014 -0,007 0,057 -0,029 0,007 -0,029 -0,036 -0,043 -0,050 0,021 -0,079 -0,021 0,136 0,071 0,014 0,193 0,029 -0,193 -0,121 0,157 -0,171 -0,114 0,036 0,157 0,036 0,086 0,029 -0,050 -0,029 0,193 0,050 -0,186 -0,250 0,100 0,136 0,171 0,121 0,557

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 2001 3513 2046 3593 2067 3629 2034 3589 2012 3546 1978 3497 1975 3492 1931 3412 1907 3262 2018 3319 2016 3285 2011 3274 1961 3204 1935 3169 1929 3159 1916 3151 1924 3169 1991 3253 2003 3265 1986 3225 1995 3226 1916 3117 1957 3166 1946 3149 1933 3133 1901 3090 1893 3099 1891 3071 1855 3019 1856 3021 1832 2989 1824 2958 1788 2889 1785 2894 1793 2903 1773 2881 1787 2894 1779 2887 1725 2806 1712 2792

Hệ số b -6,527 43,870 4,769 2,379 -18,683 9,609 -2,321 9,663 12,010 14,406 16,890 -7,519 26,759 7,124 -47,399 -25,100 -4,929 -67,901 -9,831 69,373 43,844 -56,846 62,340 41,649 -13,373 -58,363 -13,176 -31,877 -10,483 19,190 11,057 -73,221 -18,690 72,066 97,150 -39,080 -53,090 -67,103 -47,376 -220,183

521,829 -3518,709 -371,086 -171,334 1553,640 -780,760 215,394 -789,871 -982,609 -1183,477 -1399,340 685,800 -2251,400 -564,903 4164,294 2230,777 450,766 6002,386 871,160 -6211,360 -3930,503 5167,823 -5640,157 -3767,246 1278,191 5445,260 1241,560 2990,211 987,771 -1813,660 -1042,011 6977,126 1773,400 -6962,140 -9408,880 3846,900 5220,809 6595,289 4649,543 21783,180

-2,125 14,421 1,534 0,762 -6,069 3,095 -0,765 3,100 3,867 4,643 5,404 -2,254 8,438 2,335 -13,992 -7,355 -1,467 -19,808 -2,904 20,973 13,220 -16,911 18,739 12,434 -3,765 -16,512 -3,766 -9,063 -2,998 5,524 3,173 -20,977 -5,364 21,592 29,243 -11,514 -15,605 -19,690 -13,891 -64,882

159

Delta

Lưu lượng (Q) m3 Tấn 1731 2808 1760 2839 1724 2768 1754 2778 1741 2765 1743 2731 1664 2554 1629 2519 1635 2539 1698 2613 1645 2567 1642 2592 1584 2490 1562 2450 1538 2407 1545 2422 1502 2348 1496 2360 1502 2371 1526 2417 1539 2438 1557 2467 1567 2479 1564 2469 1537 2437 1611 2532 393 2484 1574 2468 1576 2469 1567 2465

T, P, 0C at 33 30,5 31,1 34 31,9 36,4 31,1 36,8 31,9 34,9 32,4 34,5 32,6 38,6 37,4 31,1 27,6 36,9 28,5 35,8 30,5 36,1 31,5 33,9 30,5 37,7 40,3 30,3 28,3 36,9 32,5 35,4 35 32,8 30,1 35,5 30,2 35,7 30,6 35,3 30,4 35,5 28,5 36 29,5 35,3 35 29,3 29,8 35 30,4 34,8 31,5 34,4 31,3 34,1 29,7 35,5 30,2 35,3

a -0,679 -0,743 -0,086 0,671 -0,086 0,071 0,121 0,550 -1,143 -0,943 0,364 1,621 -0,343 0,971 -1,086 -0,814 -0,200 1,050 -0,800 0,214 0,379 -0,329 -0,036 0,207 0,257 -0,007 0,193 -0,064 -0,407 -0,186

Hệ số b 272,159 298,629 34,229 -273,420 35,251 -29,026 -49,759 -226,370 475,069 392,834 -154,310 -685,133 146,251 -411,469 465,126 350,123 86,080 -457,290 348,940 -94,497 -167,001 144,929 15,507 -92,736 -115,240 3,624 -86,661 29,756 185,727 84,837

c -27255,900 -29978,766 -3384,334 27866,117 -3592,734 2980,023 5129,060 23323,620 -49335,026 -40883,837 16370,691 72403,269 -15565,526 43600,380 -49781,140 -37601,809 -9228,800 49819,180 -38017,340 10448,329 18447,520 -15950,840 -1652,531 10408,303 12940,346 -424,343 9764,826 -3411,380 -21149,520 -9657,671

89,988 99,263 11,252 -81,932 10,869 -8,943 -15,342 -68,587 158,601 128,305 -42,860 -179,881 42,474 -112,234 149,551 111,553 26,726 -126,412 103,636 -26,000 -45,339 40,330 4,396 -24,110 -29,812 1,011 -22,662 8,191 51,068 23,071

Ngày/ tháng/ năm 21 07 2013 22 07 2013 23 07 2013 24 07 2013 25 07 2013 26 07 2013 27 07 2013 28 07 2013 29 07 2013 30 07 2013 31 07 2013 01 08 2013 2 08 2013 3 08 2013 4 08 2013 5 08 2013 6 08 2013 7 08 2013 8 08 2013 9 08 2013 10 08 2013 11 08 2013 12 08 2013 13 08 2013 14 08 2013 15 08 2013 16 08 2013 17 08 2013 18 08 2013 19 08 2013

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.