Đề tài Quy trình thi công lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng đường ống dẫn khí Bà Rịa – Phú Mỹ

LỜI NÓI ĐẦU Đối với ngành công nghiệp dầu khí, việc vận chuyển các sản phẩm khai thác từ trên mặt đất (miệng giếng) đến các điểm cất chứa, sản phẩm thương mại được thực hiện bằng đường ống vận chuyển. Mọi tuyến ống phải được tính toán thiết kế cẩn thận trên cơ sở tính toán bền, nhiệt và tính toán công nghệ, đảm bảo cho quá trình vận hành được an toàn. Được sự gợi ý và hướng dẫn của thầy Nguyễn Văn Thịnh em đã chọn đề tài “Quy trình thi công lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng đường ống dẫn khí Bà Rịa – Phú Mỹ ”. Do thời gian có hạn và việc tìm hiểu còn chưa đủ nên không thể tránh khỏi sai sót. Em mong các thầy cô góp ý kiến cho đồ án được hoàn chỉnh hơn. Em xin chân thành cảm ơn thầy Nguyễn Văn Thịnh và tất cả các thầy trong bộ môn Thiết Bị Dầu Khí và Công Trình đã giúp đỡ em hoàn thành đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn ! Hà nội, tháng 6 năm 2009 Sinh viên Phạm Khánh Toàn Chương 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ THU GOM VÀ VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ 1.1 Tình hình khai thác dầu khí ở Việt Nam Hiện nay ở Việt Nam có 7 mỏ chính có tiềm năng lớn về dầu và khí đốt. Gồm các mỏ Bạch Hổ, Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ, Rạng Đông, Ru By, Việt Nam đang liên kết với nhiều tập đoàn dầu khí của các nước như Mỹ, Nhật, Singapo, Malaysia… để tiến hành khai thác, thăm dò, tìm kiếm. Sản lượng dầu khí khai thác hàng năm với hàng triệu thùng tuy nhiên trữ lượng dầu ở các mỏ đang giảm dần, Vietsovpetro đang tiến hành hợp tác thăm dò, khai thác ở nước ngoài. 1.1.1 Mỏ Tiền Hải Thái Bình Là mỏ khí thiên nhiên trong đất liền đã được khai thác từ tháng 7/1987. Trữ lượng ban đầu xác định trên 1.3 tỷ m3 hàng năm có thể khai thác từ 20- 30 triệu m3 khí dung cho công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình, hiện nay trữ lượng còn khoảng 500 triệu m3. 1.1.2 Mỏ Rồng Hiện nay mỏ Rồng đã bắt đầu khai thác ước tính trữ lượng khí của mỏ Rồng khoảng 5 tỷ m3. Trữ lượng mỏ Rồng được đánh giá cho bốn khu vực chính: Khu vực Trung Tâm Rồng (vùng giàn RP-1 và giếng R-1 và R- 2,16 ) Khu vực Đông Bắc Rồng (vùng giếng R-3,6,7,8) Khu vực Đông Rồng (vùng giếng R-11,18) Khu vực Đông Nam Rồng (vùng giếng R-14,21) Bảng 1.1 Tổng lượng khí đồng hành và khí gaslift nghìn m3/ ng.đ Năm  Lượng khí theo khu vực mỏ Rồng    Đông nam  Đông  Đông Bắc  Triển vọng Nam Rồng  Tổng   2005  136,8     136,8   2006  162,7     162,7   2007  164,8     164,8   2008  161,7  79,9  442,2   683,9   2009  183,4  113,8  272,9   570,1   2010  202,4  209,8  249,4  70,0  731,6   2011  197,9  217,1  356,5  77,0  848,4   2012  176,6  167,4  327,5  55,5  727,1   2013  117,5  112,9  273,7  55,0  559,0   2014  104,9  101,3  252,4  50,4  508,9   2015  113,0  105,0  73,2  72,6  364,0   2016  90,1  114,8  34,4  86,6  325,8   2017  105,9  131,2  36,1  101,1  374,2   2018  109,5  147,0  37,0  116,2  409,7   2019  111,3  150,0  36,9  117,5  415,7   2020   154,4   120,1  274,5   1.1.3 Mỏ Lan Tây – Lan Đỏ Hai mỏ này ở lô 06 do công ty BP phát hiện, trữ lượng ước tính khoảng 58 tỷ m3 khí thiên nhiên. Đóng vai trò làm cơ sở cho sự phát triển của ngành công nghiệp khí Việt Nam dựa trên những nguồn tài nguyên bền vững của đất nước.Mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ nằm ở ngoài khơi, có vị trí khoảng 370 km về phía đông nam của thành phố Vũng Tàu, trên vùng biển Việt Nam, ở độ sâu 125 m đối với Lan Tây và 180 m đối với Lan Đỏ. Các mỏ này đều chứa khí tự nhiên (có nghĩa là một loại khí không đi cùng với dầu thô). Các mỏ Lan Tây – Lan Đỏ có khả năng sản xuất một lượng khí xấp xỉ 3 tỷ m3 một năm, và dự định có hiệu suất thương mại trong vòng ít nhất 20 năm. Hiện nay dự án khí Nam Côn Sơn đang cung cấp cho các nhà máy điện tại trung tâm Điện lực Phú Mỹ, giúp sản xuất ra khoảng 30% sản lượng điện cả nước. 1.1.4 Mỏ Đại Hùng Nằm trong lô 05 – 1 thuộc vùng trũng Nam Côn Sơn cách Vũng Tàu 250 Km về phía Đông Nam trữ lượng khí ước tính khoảng 10 tỷ m3. 1.1.5 Vùng Mỏ khí Ruby, Rạng Đông Do Petronas thăm dò, trữ lượng khí khoảng 20 tỷ m3. Tuy nhiên ước tính về tiềm năng dầu và khí không bao giờ giống nhau, phụ thuộc vào các nguồn thông tin và độ tin cậy của các dự báo nhưng các dự đoán này về tiềm năng khí đốt được coi là khả quan và tiềm năng về khí của Việt Nam là đáng kể. 1.2 Tổng quan về công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Để phục vụ việc khoan thăm dò và khai thác dầu khí mỏ Bạch Hổ, Xí nghiệp Liên Doanh dầu khí VIETSOVPETRO đã xây dựng nhiều giàn khoan biển và các tuyến ống dẫn dầu khí trong nội mỏ Bạch Hổ. Hệ thống giàn khoan. - 10 giàn MSP (MSP 1;3;4;5;6;7;8;9;10;11). - 2 giàn công nghệ trung tâm CTP2 và CPC3 - 9 giàn BK (BK 1;2;3;4;5;6;7;8;9). - 4 tàu chứa dầu (trạm rót dầu không bến). - 1 giàn nén khí trung tâm CCP2. - 1 giàn nén khí nhỏ MKS. Sau gần 30 năm xây dựng và trưởng thành đến nay XNLD “ Vietsovpetro” đang tiến hành khai thác dầu khí tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng. Quá trình hoạt động khai thác dầu khí gắn liền với từng chặng đường thiết kế xây dựng mỏ tại thềm lục địa Việt Nam của XNLD “ Vietsovpetro”. Gần 30 năm qua đã có nhiều hồ sơ thiết kế xây dựng mỏ Bạch Hổ, mỏ khai thác chính của XNLD, do các đơn vị khác soạn thảo với các giải pháp công nghệ - kỹ thuật rất khác nhau, từ thiết kế cho từng khu vực đến thiết kế xây dựng toàn mỏ, từ thiết kế cho một số thiết bị chính ban đầu đến hoàn thiện, hiện đại hóa tất cả các hệ thống thiết bị của mỏ. Sơ đồ xây dựng mỏ Bạch Hổ được hoàn thiện trong “ Báo cáo chính xác hóa sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ” do Viện NIPI, XNLD soạn thảo năm 1999, được hai phía tham gia XNLD và chính phủ Việt Nam phê duyệt. Sơ đồ xây dựng mỏ Bạch Hổ lần này được xây dựng trên cơ sở đảm bảo khai thác dầu ở sản lượng đỉnh, khoảng 13 triệu tấn/năm bao gồm tăng công suất xử lý sản phẩm khi tỉ lệ dầu bị ngập nước tăng cao (xây dựng thêm giàn công nghệ trung tâm số 3, CTP – 3, với công suất xử lý dầu 15.000 m3/ngày), tăng công suất hệ thống bơm ép nước, đảm bảo duy trì áp suất vỉa (xây dựng thêm giàn PPC, với công suất 30.000 m3/ngày). Hoàn thiện hệ thống gaslift, đảm bảo khai thác bằng phương pháp gaslift các giếng trên các MSP, BK, tăng công suất tiếp nhận, chứa và xuất dầu (xây dựng thêm UBN- 4). Hoàn thiện hệ thống cung cấp dẫn điện ngầm từ CTP – 2, CTP – 3 đến các BK, hoàn thiện, hiện đại hóa hệ thống điều khiển, thông tin liên lạc của mỏ đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế. Đến nay XNLD “Vietsovptro” đã xây dựng các công trình tại mỏ Bạch Hổ theo đúng sơ đồ xây dựng mỏ trong “ Sơ đồ công nghệ …1999”. Cụ thể đã xây dựng 10 giàn MSP, 7 giàn nhẹ BK, 01 giàn công nghệ trung tâm (CTP - 2), 01 giàn bơm ép nước (PPD - 40000), 01 giàn nén khí trung tâm, 01 giàn nén khí nhỏ, 01 giàn nhà ở, 03 trạm rót dầu không bến và hơn 210 km đường ống ngầm các loại. Hiện nay đã xây dựng thêm tổ hợp công nghệ trung tâm (gồm giàn ống đứng, giàn công nghệ trung tâm số 3, giàn bơm ép nước PPD – 30.000 và giàn nhà ở cho 140 người),BK – 7 và BK – 9 cùng các tuyến đường ống ngầm dẫn dầu, khí, nước. Chương 2 KHÁI QUÁT CHUNG VỀ ĐƯỜNG ỐNG 2.1 Công dụng Trong phạm vi nội mỏ, người ta phải lắp đặt các đường ống để thu gom, vận chuyển sản phẩm giếng, tạo thành một hệ thống có khối lượng lớn, nhiều khi rất hỗn độn. Tuy vậy, mọi tuyến ống đều phải thiết kế cẩn thận trên cơ sở các tính toán thủy lực, nhiệt và bền. Việc tính toán phải kể đến tốc độ mở vỉa, điều kiện khí hậu, tính chất hóa lý của dầu-khí-nước. Tốc độ mở vỉa là cơ sở để chọn đường kính ống thu gom. Khi mở vỉa chậm và lưu lượng không lớn, thường chọn sơ đồ hai tuyến. Khi đó tiêu phí kim loại sẽ tăng cỡ 12%, song cho phép loại trừ mạch đập áp suất và có thể vận chuyển riêng biệt dầu không ngậm nước. Nếu tốc độ mở vỉa nhanh, ta có thể dùng một tuyến ống bảo đảm thỏa mãn cho năng suất cực đại. Với các mạng lưới phức tạp, cần sắp xếp giếng theo lưu lượng (ban đầu và cuối cùng), theo địa hình, tính chất hóa lý ở các đối tượng khai thác khác nhau. Các đối tượng có hàm lượng H2S cao hơn 3% cần bố trí thu gom riêng để có biện pháp bảo vệ chống ăn mòn cho phù hợp. Điều kiện địa hình và khí hậu đặt ra việc lựa chọn hợp lý tuyến ống. Một tuyến ống bao gồm các đoạn ống, đầu nối, phụ kiện khóa chặn, dụng cụ đo, các gối tựa, giá treo, đệm làm kín, cách nhiệt, chống ăn mòn… Các thông số cơ bản của đường ống là đường kính (ngoài, trong) bề dày và chiều dày. Các đường ống vận chuyển có thể là ống dân dụng phục vụ cho dân sinh) và ống công nghệ (phục vụ cho sản xuất công nghiệp), có thể dùng vận chuyển thể khí, lỏng và thể bọt. Các ống làm việc trong điều kiện phức tạp, áp suất từ 0,01÷ 2500 KG/cm2 và nhiệt độ -150 ÷ 700oC, chịu tải trọng bản thân, áp suất, nhiệt độ, tải trọng sóng, gió và nền đất. 2.2 Phân loại. Do yêu cầu đa dạng và tích chất làm việc phức tạp nên ống được phân loại theo nhiều cách, chẳng hạn : Theo phương pháp lắp đặt: Ngầm dưới đất, ngầm dưới nước, trên mặt đất hoặc được treo trên không. Theo tính chất được chuyển tải: Dẫn nước, dẫn dầu, dẫn khí, dẫn hỗn hợp. Hoặc được chuyển động phân đoạn các chất khác nhau bằng các nút ngăn cách. Theo đặc tính và trị số áp lực: Theo đặc tính, ta phân ra ống có áp và ống tự chảy (không áp). Loại ống có áp lực, thông thường chất lưu lấp đầy tiết diện ống. Trường hợp không lấp đầy thì có thể có áp lực, hoặc tự chảy. Các ống lấp đầy thường là ống vận chuyển dầu thương mại, ống thu gom, còn ống thu gom trong hệ thống kín thường không lắp đầy. Trong ống không áp tự chảy, chuyển động thực hiện nhờ thực hiện nhờ trọng lực, gây ra bởi chênh lệch cao trình ở hai đầu ống. Lúc đó nếu dầu và khí chuyển động riêng rẽ, đường ống được xem là tự chảy tự do hoặc không áp, còn lúc không có pha khí được xem là tự chảy có áp. Theo giá trị áp lực, ống dẫn dầu được chia ra loại cao áp (lớn hơn 60 KG/cm2), loại thấp áp (bé hơn 16 at) và loại trung bình. Theo nhiệt độ chất chuyển tải, ta chia ra ống lạnh (≤0oC ), ống nhiệt (> 50oC) và ống bình thường. Theo chức năng ta chia ra ống xả (từ miệng giếng tới bình tách đo), ống gom dầu, gom khí, gom nước và ống dẫn dầu thương mại. Theo sơ đồ thủy lực, ống được xem là đơn giản nếu như không phân nhánh và đường kính không thay đổi và ống phức tạp. Theo mức độ ăn mòn của chất chuyển tải ta phân chia ra ống cho môi trường không ăn mòn, ít ăn mòn (nếu như tính chất làm gỉ ống thép cacbon ≤0,1 mm/năm), ăn mòn trung bình (0,1 ÷ 0,5 mm/năm) và ăn mòn cao (>0,5 mm/năm). Khi chuyển tải các chất lưu ăn mòn, người ta thường dùng ống thép cacbon có bề dày lớn hơn quy chuẩn, thép hợp kim, ống phi kim hoặc có biện pháp bảo vệ phía trong. 2.3 Vật liệu, công nghệ chế tạo ống Trong công nghiệp dầu khí, theo vật liệu người ta chia ra ống cứng và ống mềm. Ống cứng được chế tạo từ thép cacbon, thép không gỉ, thép hợp kim. Ngoài ra, tùy theo yêu cầu đặc biệt, ta có thể dùng các vật liệu khác như gang, kim loại màu: đồng , nhôm, titan…, ống phi kim: bê tông, bê tông cốt thép, thủy tinh, sứ gốm… Ống mềm chế tạo từ chất dẻo, cao su, sợi kim loại… Ống thép chiếm tỉ lệ cao nhất. Thép ống có yêu cầu nhất định về tính cơ lý và về thành phần hóa học, nhất là hàm lượng lưu huỳnh và phốt pho cùng với các tạp chất khác. Thông thường, người ta sử dụng thép hợp kim thấp, chịu gia công nhiệt và có thể được thường hóa. Đối với các môi trường ăn mòn, ta phải sử dụng loại thép chịu ăn mòn cao và thành phần hóa học cũng đòi hỏi khắt khe hơn. Theo tiêu chuẩn API, các loại thép thông thường mác 40 ÷ 100 có giới hạn chảy cực tiểu 28 ÷ 77 và cực đại từ 56 ÷ 98 KG/mm2 và bền kéo tối thiểu từ 42 ÷ 88 KG/mm2 . Hàm lượng photpho cực đại 0,04 ÷ 0,11%, lưu huỳnh từ 0,06 ÷ 0,065%. Với thép chịu ăn mòn, thành phần cực đại các nguyên tố như bảng 2.1 Bảng 2.1 Thành phần % của thép chịu mòn Loại thép  Cmax  Mn max  Mo  Ni,Cr, Cu  P  S  Si   Lò điện, Siemem Martin  0,5  1,9  0,15 ÷ 0,3  0,5  0,04  0,06  0,35   Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không qui chuẩn, có giới hạn chảy thấp nhất 67 ÷ 120 và cao nhất 77 ÷ 126, giới hạn bền kéo 77 ÷ 134 KG/mm2, có hàm lượng cacbon thấp hơn 0,45%, Mangan 1,3 ÷ 1,7%, Si 0,15 ÷ 0,3, được tôi, ram và thuần hóa. Các loại thép bền cao thường dòn, không phù hợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và khó gia công cắt gọt. Căn cứ vào yêu cầu kĩ thuật, chế tạo, lắp ráp ống được chia ra 5 loại I÷ V theo điều kiện áp suất, nhiệt độ và 5 nhóm A,B,C,D,E theo tính chất môi trường. Để chế tạo ống, người ta dùng hai công nghệ chủ yếu là cán và hàn, cá biệt có thể đúc. Ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề dày không đều và độ oval lớn. Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kĩ thuật hàn thẳng, để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc. Bảng 2.2 cho thấy các đặc tính ống công nghệ của Nga và phương pháp chế tạo. Trong các hệ thống phân phối khí, người ta thường dùng các vật liệu như sắt đúc, thép, polyetylen, polyamid và đồng, sắt đúc không dùng cho ống có áp lực trên 200KPa, ống thép dùng cho trường hợp rất cao. Ống polyetylen càng ngày càng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế tạo theo công nghệ polymen hóa etylen có tỷ trọng từ 0,91 ÷ 0,96, có thể xem là một vật liệu nhớt – dẻo. Có hai loại phổ biến cho ống dẫn khí là PE-80 (tới áp suất 420 KPa) và PE-100 (tới 700KPa). So với ống thép thì ống polytylen bền với hóa chất, không bị ăn mòn, dễ vận chuyển và kinh tế, nhưng không chịu được áp lực cao và khi nhiệt độ tăng thì độ bền giảm. Ống polyamit có tính chất tương tự như ống PE nhưng có giới hạn chảy, giới hạn bền, độ cứng và mật độ cao hơn, việc ghép nối không dùng phương pháp hàn mà chỉ dán. Đồng là một loại vật liệu có tuổi thọ cao, dễ sử dụng song rất đắt tiền nên chỉ dùng cho các mạng phân phối trong nhà, không dùng cho các ống dẫn chính. Bảng 2.2 Đặc tính ống thép công nghệ do Nga sản xuất Thứ tự  Các loại ống  Kích thước của ống  Quy chuẩn     Đường kính ngoài (mm)  Bề dày ống (mm)  Chiều dài (mm)    1  Ống thép hàn  8 ÷ 1620  1 ÷ 14  1,5 ÷ 18  ΓOCT 10704-63   2  Ống hàn – kéo nguội và cán nguội  5 ÷ 76  0,5 ÷ 3  1,5 ÷ 8,5  ΓOCT 10704-63   3  Ống hàn với mối hàn xoắn vít  426 ÷ 1220  4 ÷ 12  10 ÷ 18  ΓOCT 8696-62   4  Ống thép liền cán nóng  25 ÷ 530  2,5 ÷ 75  4 ÷ 12,5  ΓOCT 8732-70   5  Ống thép liền kéo nguội và cán nguội  1 ÷ 200  0,1 ÷ 12  1,5 ÷ 9  ΓOCT 8734-58   6  Ống chế tạo chính xác  4 ÷ 710  0,1 ÷ 32  1 ÷ 9  ΓOCT 9567-60   7  Ống thép liền cho các trạm áp lực cao  12 ÷ 129  3 ÷ 60  4,5    8  Ống thép liền chịu áp lực cao  6 ÷ 13  2 ÷ 4,5  0,5 ÷ 4  ΓOCT 11017-64   9  Ống thép liền gia công nóng bằng thép không gỉ  57 ÷ 325  3,5 ÷ 32  1,5 ÷ 10  ΓOCT 9940-72   10  Ống thép liền gia công nguội và gia công nóng bằng thép không gỉ  5 ÷ 250  0,2 ÷ 2,2  1,5 ÷ 9  ΓOCT 9941-72   11  Ống thép hàn bằng thép không gỉ  8 ÷ 102  1 ÷ 4  1,5 ÷ 8  ΓOCT 11068-64   Trong khai thác và thu gom dầu khí, người ta còn dùng loại ống mềm để truyền dẫn từ một điểm cố định đến một điểm có khoảng cách không cố định mà thay đổi theo thời gian với một khoảng nhất định. Chẳng hạn như từ miệng giếng ngầm (trên đáy biển) tới các giàn khai thác kiểu nổi, dẫn chất lưu từ ống cố định trên đáy biển lên tàu dầu hoặc truyền dầu từ tàu nọ qua tàu kia. Ngoài ra, ống mềm còn dùng làm ống nâng, ống kiểm soát miệng giếng ngầm. Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có hai loại chính, khác nhau về mật độ phù hợp với hai điều kiện nổi trên mặt nước và chìm xuống đáy biển. Đường ống mềm có hai phần là các đầu nối bằng kim loại và phần thân ống. Đầu liên kết với thân nhờ keo dán chuyên dụng. Mặt cắt của thân ống mềm chìm từ ngoài vào trong thường có các lớp: lớp vỏ Polyurethane, lớp vải, lưới kim loại – cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại, lớp dây sợi thứ 2 và lớp lưới kim loại – cao su. Loại ống mềm nổi có số lớp ít hơn bao gồm: lớp vỏ Polyurethane, lớp vải, lớp cao su, lớp dây sợi, lớp cao su thứ 2 vả lớp cao su xốp. 2.4 Nhiệm vụ tính toán công nghệ Khi thiết kế một đường ống, phải hoàn thành 3 bài toán công nghệ bao gồm tính toán bền, tính toán nhiệt, và tính toán thủy lực. 2.4.1 Tính toán bền Chúng ta phải xác định được ngoại lực tác động lên đường ống khi làm việc rồi chọn vật liệu và bề dày thích hợp để ống làm việc an toàn. Khi làm việc, ống sẽ chịu kéo nén do trọng lượng bản thân, do áp suất bơm, chịu áp suất trong của chất lưu và các ống ngầm còn chịu các áp suất ngoài do nước biển, đất đá, các ngoại lực do biến đổi nhiệt độ, các mạch đập áp suất. Tuy nhiên, ống dẫn được xem như là ống nằm ngang nên tải trọng kéo nén do trọng lượng bản thân có thể bỏ qua. Tải trọng do áp suất trong ống
Là tải trọng quan trọng nhất đối với ống vận chuyển. Để tính ứng suất do áp suất trong gây ra, người ta thường dùng công thức Barlow cho tất cả các loại vật liệu và các ống có quy chuẩn khác nhau.
(2-1) Trong đó :
: ứng suất theo chu vi ống; Pi : áp suất trong, KG/cm
; De : đường kính ngoài ống, cm;
: bề dày định mức của thành ống, cm. Nếu xem
là giới hạn chảy đối với vỡ ống, thì áp suất gây vỡ sẽ là: Pv =
; Khi tính toán phải kể đến các hệ số an toàn mà trước hết là an toàn do chế tạo, thường chấp nhận 0,875 và ngoài ra phải tính đến sai số khi thiết kế với hệ số 0,72 do đó: Pv = 0,72 x 0,875
(2-2) Hoặc bề dày an toàn của ống phải là :
(2-3) Trường hợp ống chịu cả hai áp suất trong Pi và ngoài Pe và thuộc vùng đàn hồi (De/
>18), ta xem thành ống như một xi lanh mỏng đàn hồi, thì giá trị ứng suất có thể theo công thức Lamé :
(2-4) Áp suất cho phép trong ống thường có ba giá trị ( theo TCVN1287-72): - Áp suất quy ước: là giá trị lớn nhất ở nhiệt độ môi trường 20
C, cho phép ống và các phụ kiện làm việc lâu dài, xác định trên cơ sở lựa chọn vật liệu và đặc tính bền của chúng ở nhiệt độ 20
C. - Áp suất làm việc: giá trị lớn nhất để làm việc lâu dài ở nhiệt độ thực tế của môi trường được vận chuyển. Với các ống thép, phạm vi này trong khoảng 0
250
C, ống đồng (Cu), đồng thau: 0
120
C. - Áp suất thử: áp suất thử nghiệm thuỷ lực bằng nước về độ bền, độ kín khi nhiệt độ không vượt quá 100
C. 2.4.1.2 Tải trọng do áp suất ngoài ống Tải trọng do áp suất bên ngoài có tác dụng làm méo ống. áp suất này ít gây nguy hiểm cho ống dẫn, trừ trường hợp lắp ngầm sâu và trong ống rỗng (không có áp suất trong). Giá trị áp suất bóp méo được tính bằng lý thuyết và thực nghiệm, các đường ống có độ ôvan nhất định, bề dày không đều. Công thức lý thuyết quen thuộc do Sarkixốp đề xuất đã lưu ý đến hai đặc điểm trên: Pd = 1,1Kmin
(2-5) u = E.K0

(2-6) v = 1 +
(2-7) Trong đó : E : Mô đun young, 2,1.10
KG/cm
;
: Giới hạn chảy của thép, KG/ cm
; e : Độ ôval của ống. e = 2
; a,b là các bán trục của elip, thường chấp nhận e = 0,01 K0=
; Kmin =
;

,
,
: bề dày trung bình, tối thiểu và định mức của thành ống, thông thường với ống thép cán thì
= 0,9
và
= 0,875
. Công thức (2-5) thuần tuý lý thuyết, kết quả thấp hơn số liệu thí nghiệm từ 30 đến 60%. Quy chuẩn API đề nghị áp dụng các công thức thực nghiệm có lưu ý đến độ ôval của ống trong giới hạn các sai số. Khi xác định áp suất ngoài giới hạn (áp suất bóp méo), người ta phân biệt hai trường hợp ống thành dày và thành mỏng căn cứ vào tỷ số De/
; Với De/
bé thì thuộc vùng dẻo và giới hạn chảy của thép chiếm vai trò quan trọng, với De/
lớn sẽ thuộc vùng đàn hồi, và lúc đó kích thước hình học giữ vai trò chính. Thực ra, không tồn tại một quan điểm chính xác về sự thay đổi giữa hai cùng mà sự chuyển tiếp xảy ra từng bước, nghĩa là có sự chuyển tiếp giữa hai vùng, các công thức phổ biến của API như sau: Trong vùng dẻo :
Pd = 0,75.2
(2-8) Trong vùng đàn hồi :
Pd = 0,75.4,4.10

(2-9) Trong vùng chuyển tiếp : Pd = 0,75.
(2-10) Trong các công thức từ (2-8) đến (2-10),
: Giới hạn chảy của vật liệu, các giá trị Pd tính ra KG/cm
. Các giá trị tính toán lớn hơn 25 đến 30% so với công thức Sarkixốp. 2.4.2 Tính toán nhiệt Khi bơm dầu đã được đun nóng qua đường ống, nhiệt độ dầu bị giảm do trao đổi nhiệt với môi trường xung quanh. Việc giảm nhiệt độ sẽ làm tăng độ nhớt và dẫn đến tăng lực cản do ma sát. Mục đích của việc tính toán nhiệt đường ống là xác định nhiệt độ dòng chảy ở cuối đường ống và tổn thất do ma sát ở các giá trị nhiệt độ ban đầu và lưu lượng của chất lỏng đã biết. Sự sụt giảm nhiệt độ của lưu chất theo chiều dài đường ống được xác định từ phương trình cân bằng nhiệt độ đối với đoạn ống dx (hình 2.1). G.C.d.Tf =
.K.D.(Tf – T0)dx (2-11) Trong đó : G – Lưu lượng dầu, m
/s C – Nhiệt dung riêng của dầu K – Hệ số truyền nhiệt từ dầu vào môi trường xung quanh Tf – Nhiệt độ biến thiên của dầu (nhiệt độ trung bình tại mặt cắt đã cho). T0 – Nhiệt đọ môi trường xung quanh. Chia biến số và lấy tích phân theo x trong khoảng từ 0 đến L (chiều dài ống) và theo T trong khoảng từ nhiệt độ dầu Td ban đầu đến nhiệt độ dầu Tc ở cuối đường ống, chúng ta được :

(2-12) Phương trình (2-12) được gọi là phương trình Sukhov V.G. Phần bên phải của phương trình này được gọi là tiêu chuẩn Sukhov.
(2-13)
Hình 2.1: Sự sụt giảm nhiệt độ của lưu chất theo chiều dài đường ống Đối với đường ống dùng để vận chuyển dầu Parafin, V.I Chernikin đề nghị tính toán nhiệt ẩn từ quá trình kết tinh Parafin. Nếu cho rằng có quan hệ phụ thuộc tuyến tính giữa số lượng Parafin tách ra và nhiệt đọ thì phần bên phải của phương trình (2-12) có dạng : Su =
KDL/ G(c +
) (2-14) Trong đó :
: Nhiệt lượng ẩn từ sự kết tinh của parafin
: Lượng parafin tách ra từ dầu khi nhiệt độ giảm xuống 1
C Công thức (2-14) được ứng dụng ở nhiệt độ xảy ra quá trình tách. Từ biểu thức (2-12) chung ta tìm được nhiệt độ chất lỏng ở cuối đường ống như sau : Tc = T0 + ( Td – T0 ) e
(2-15) Từ công thức (2-15) đi đến kết luận: Khi Su = 0 ta có chế độ vận chuyển đẳng nhiệt (Tc = Td) Khi Su
nhiệt độ lưu chất ở cuối đường ống sẽ bằng nhiệt độ môi trường xung quanh. Nói cách khác, với cùng một điều kiện về lưu lượng và kích thước đường ống, giá trị tới hạn nhỏ Su tương ứng với tổn thất nhiệt nhỏ vào môi trường xung quanh. Trong thực tế giảm tổn thất nhiệt lượng đạt được nhờ vào việc sử dụng chất cách nhiệt. Khi cho trước tổn hao nhiệt độ (Tđ - Tc) việc sử dụng chất cách nhiệt cho phép tăng khoảng cách vận chuyển mà không cần gia nhiệt cho dầu. Phương trình Sukhov (2-12) được sử dụng trong trường hợp, khi tại tất cả chiều dài của đường ống, hệ số truyền nhiệt K từ lưu chất vào môi trường là không đổi. Khi thay đổi tính chất lý nhiệt của nền đất dọc theo tuyến ống hay chế độ dòng chảy của lưu chất thì giá trị K cũng bị thay đổi. Do đó, việc tính toán nhiệt của đường ống sẽ được tiến hành một cách riêng rẽ cho từng đoạn khác biệt bởi đặc trưng của nền đất và chế độ dòng chảy của chất lỏng. 2.4.3 Tính toán thủy lực Nhiệm vụ tính toán thuỷ lực chiếm khối lượng lớn khi thiết kế các tuyến ống mới cũng như khi kiểm tra, sửa chữa các tuyến ống sẵn có phù hợp với yêu cầu cụ thể. Nhiệm vụ của tính toán là phải xác định một trong các thông số: khả năng vận chuyển Q, áp suất đầu hoặc cuối tuyến P, đường kính D, Hoặc cả hai thông số P và D. Quan hệ giữa P và D, P = f(Q) được gọi là đặc tính của tuyến ống. Các kết quả tính toán phụ thuộc vào sơ đồ thuỷ lực, tính chất vật lý của chất được chuyển tải. Căn cứ vào sơ đồ thuỷ lực, người ta chia ra ống đơn giản, chỉ bao gồm một cấp đường kính và không phân nhánh, còn ống phức tạp là tuyến có đường kính thay đổi hoặc có phân nhánh. Loại ống đơn giản lại được phân chia ra ống dài và ống ngắn. Nguyên tắc phân chia là căn cứ vào tỷ lệ giữa tổn hao cục bộ và tổn hao theo chiều dài. Thông thường khi tổn hao cục bộ bé hơn 10% tổn hao dọc đường thì được xem là ống dài và ngược lại. Một tuyến ống phức tạp có thể được phân ra nhiều đoạn đơn giản cho nên việc tính toán cho ống đơn giản là cơ bản. Căn cứ vào tính chất chất lưu, người ta chia ra: - Chất lỏng một pha (Newton, phi Newton) - Chất khí một pha - Hỗn hợp dầu khí - Nhũ tương nước – dầu 2.4.3.1 Ống dẫn chất lỏng Newton 1) Công thức cơ bản để tính toán thủy lực chất lỏng một pha Để tính toán thuỷ lực đường ống, cần sử dụng phương trình Bernouli :