Nghiên cứu các phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch và sơ đồ công nghiệp

đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Lời nói đầu
Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát
triển ở nớc ta, song đã chiếm một vị trí quan trọng trong nền kinh tế
quốc dân. Trong năm 1996, ngành dầu khí Việt Nam đã sản xuất đợc hơn
7 triệu tấn dầu thô thì năm 1997 đã sản xuất đợc hơn 10 triệu tấn tức là
tăng khoảng 14%, ngang tầm với các ngành khác. Theo kết quả thăm dò,
nghiên cứu nhiều năm của các nhà địa chất trong nớc và nớc ngoài đã
khẳng định rằng lòng đất Việt Nam, kể cả thềm lục địa và các vùng trên
đất liền có chứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn. Hàng loạt các
phát hiện thơng mại nối tiếp nhau đợc công bố đã chứng minh điều đó và
đã lôi kéo các Công ty nớc ngoài đầu t vào Việt Nam. Công nghiệp dầu
khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tơng lai. Thực tế đó, đã đặt
ra cho đội ngũ những ngời làm công tác kỹ thuật và các nhà sản xuất hàng
loạt các vấn đề hoàn thiện công nghệ khai thác xử lý và vận chuyển dầu
khí, tiến tới khai thác sử dụng hợp lý, có hiệu quả nhất nguồn tài nguyên
quý giá của đất nớc.
Dầu mỏ đang đợc khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giờ đa
lên khỏi lòng đất cũng chứa một lợng nớc vỉa dới dạng nhũ. Lợng nớc
này càng tăng lên khi áp dụng các phơng pháp thứ cấp, tam cấp, bơm
ép nớc có phụ gia hoá phẩm... để tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ. Quá
trình xử lý nớc tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu đợc để đảm bảo
cho chất lợng dầu thô xuất khẩu và trong tơng lai đảm bảo cho chất l-
ợng nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu.
Để thực hiện nhiệm vụ này ngời ta tiến hành thu gom dòng sản
phẩm và bình chứa kết hợp với xử lý sơ bộ nhằm tách khí áp suất cao và
tách bớt phần nớc cũng nh tạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm.
Công đoạn này đợc thực hiện trên các giàn cố định (MSP). Sau đó là
công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đa dầu đã xử lý thô từ các giàn về
các trạm rót dầu không bến, kết hợp với việc xử lý triệt để, nhằm đạt
dầu chất lợng thơng phẩm.

Khoa Dầu Khí
1
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Nói chung công đoạn cuối cùng này rất phức tạp nhng nó quyết
định đến giá trị tấn dầu. Đồ án tốt nghiệp với đề tài:

Nghiên cứu các
phơng pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tơng nghịch và sơ
đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầu ở bến Chí Linh đã tổng hợp
một số kết quả nghiên cứu, ứng dụng đang tiến hành trong việc xử lý dầu
khí. Với sự giúp đỡ và hớng dẫn của PGS - PTS. Hoàng Dung cùng toàn
thể các cán bộ của phòng thu gom vận chuyển và xử lý dầu khí của viện
NCKH - TK dầu khí biển. Bản đồ án đã đợc hoàn thành kịp thời và đúng
quy định.
Kết cấu đồ án gồm:
Phần I - Tổng quan Mỏ dầu Vietsovpetro.
Phần II - Thành phần tính chất dầu thô Mỏ VSP
Phần III - Các lý thuyết về nhũ tơng.
Phần IV - Các phơng pháp tách nớc nhũ tơng W/O và công nghệ
xử lý nhũ tơng trên trạm rót dầu không bến

Chí Linh

.
Phần V - Kết luận.
Đồ án liên quan nhiều đến thực tế, bên cạnh đó lại là lần đầu
tiên tiếp xúc với việc làm khoa học, nghiên cứu và xử lý tài liệu, hơn
nữa trình độ và điều kiện có hạn nên cuốn đồ án này, không tránh khỏi
những sai sót.Tác giả rất mong sẽ nhận đợc nhiều ý kiến quí báu của
các thầy cô giáo cũng các độc giả và các bạn đồng nghiệp để đồ án

này đợc hoàn chỉnh hơn.
Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực
tiếp hớng dẫn, các thầy cô khoa Dầu khí trờng Đại học Mỏ địa chất và
các cán bộ Phòng khai thác vận chuyển viện NCKH- TK dầu khí biển xí
nghiệp liên doanh VSP đã tận tình giúp đỡ đào tạo mọi điều kiện cho
tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp này.
Sinh viên: Lê Văn Tuấn.
Hà nội 1999.
Khoa Dầu Khí
2
®å ¸n tèt nghiÖp Lª V¨n TuÊn - K39
PhÇn I
Tæng quan má dÇu
Vietsopetro.
Khoa DÇu KhÝ
3
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng I
Vị trí điạ lý- điều kiện tự nhiên và
nhân văn khu vực mỏ.
I. Vị trí địa lý khu vực mỏ.
Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở lô số 09 thềm lục địa Việt nam của vùng biển Đông,
cách đất liền khoảng 110km và cách cảng dầu khí Vietsovpetro khoảng 130 km.
Trong khu vực có mỏ Rồng cách mỏ Bạch Hổ 35 km về phía Tây Nam.
II. Điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ.
1. Khí hậu:
Toàn bộ khí hậu vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa và đợc chia làm hai
mùa chính là: mùa ma và mùa khô.
Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, thời gian này chủ yếu có
gió mùa Đông Bắc, lợng ma rất ít cỡ 0,7 mm, độ ẩm trung bình 65%, nhiệt độ không

khí ban ngày 24 ữ 25
0
C, ban đêm 22 ữ 24
0
C, ngoài ra còn có gió biển thổi theo hớng
Tây Bắc - Bắc Tây Bắc, sóng biển cao nhất thời kỳ này là 8 m.
Mùa ma bắt đầu từ tháng 6 ữ tháng 9, chủ yếu có gió Tây Nam. Nhiệt độ
trung bình từ 25 ữ 30
0
C, nhiệt độ ban ngày và ban đêm lệch nhau lớn.
Ngoài ra còn có mùa chuyển tiếp từ tháng 4 ữ tháng 5 do xảy ra các hiện tợng
di chuyển các luồng khí lạnh từ phơng Bắc xuống nên độ ẩm không khí tăng lên, l-
ợng ma không lớn, nhiệt độ trung bình 25 ữ 30
0
C về thời tiết biển tơng đối ôn hoà,
thỉnh thoảng có bão. Bão thờng gặp từ tháng 6 ữ tháng 10. Trung bình 10 trận trong
một năm. Do có hiện tợng gió mùa nên thời kỳ này sóng biển tơng đối cao, khoảng
10m.
2. Giao thông vận tải.
Thành phố Vũng Tàu là nơi bố trí trụ sở hành chính của Xí nghiệp liên doanh
dầu khí Vietsovpetro (VSP). Đây là nơi trung tâm du lịch lớn đợc nối với thành phố Hồ
Chí Minh bằng quốc lộ 51, dải nhựa, dài 125 km và đờng thuỷ dài 80 km. Sân bay
Vũng Tàu có thể tiếp nhận loại máy bay AN - 24; AN - 26; trực thăng loại M
1 - 8
.
3. Dân c.
Thành phố Vũng Tàu có trên 4 vạn dân, trong đó 1/3 là dân bản xứ chủ yếu
sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác, còn lại là dân Bắc di c vào. Với
nguồn nhân lực này thực sự là một lực lợng hùng hậu đáp ứng một cách đầy đủ cho
quá trình xây dựng các công trình dầu khí.

Khoa Dầu Khí
4
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng II
Lịch sử phát triển khu mỏ và tiềm
năng của mỏ.
I - Lịch sử thăm dò, khai thác.
Bồn trũng Cửu Long đợc các nhà địa chất quan tâm từ trớc ngày miền Nam
hoàn toàn giải phóng. Tính đến nay việc nghiên cứu bồn trũng Cửu Long nói chung,
mỏ Bạch Hổ nói riêng trải qua các giai đoạn sau:
1. Giai đoạn trớc 1975.
Công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trớc ngày Miền Nam giải phóng đợc
tiến hành bởi các Công ty dầu khí T Bản. Kết quả cho thấy rằng có khả năng tìm
thấy dầu khí trong tầng Kainozoi ở thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và mỏ
Bạch Hổ nói riêng. Mỏ dầu khí Bạch Hổ đợc công ty Mobil của Mỹ phát hiện bằng
các tài liệu địa chấn cho đến 1974 thì công ty này và một số công ty t bản khác tiến
hành khoan.
Công ty PECTEN khoan giếng hồng 1 X, dừa 1X, dừa 2X và mía 1X, công ty
Mobil khoan giếng Bạch Hổ 1X. Trong các giếng khoan trên đã tìm thấy dầu khí ở
tầng Mioxen hạ.
2. Giai đoạn 1975- 1980:
Sau ngày Miền Nam giải phóng, công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí vẫn
đợc tiến hành, thăm dò địa chấn lại và khoan các giếng thăm dò trên mỏ. Trên cơ sở
tài liệu cũ trớc 1975, kết quả thăm dò các tuyến địa chấn và các giếng khoan trên
khu vực mỏ Bạch Hổ nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung, Hồ Đắc Hoài
và Ngô Trờng San đã báo cáo tổng hợp đầu tiên mang tên: Cấu trúc địa chất và
triển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam.
3. Giai đoạn 1980 - nay:
Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đợc thành lập vào 19/6/1981. Sự kiện
này đánh dấu bớc phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khí

Việt Nam, Nhà nớc Việt Nam giao cho xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro nhiệm
vụ Nhanh chóng tìm ra dầu mỏ khí đốt, đa vào khai thác sớm phục vụ cho nền
kinh tế quốc dân. Xây dựng cơ sở vật chất kỹ thuật, đào tạo đội ngũ cán bộ quản lý,
khoa học kỹ thuật, chuyên môn nghiệp vụ và công nhân lành nghề cho ngành dầu
khí xây dựng và phát triển ngành dịch vụ dầu khí tại Việt Nam. Chỉ 2,5 năm xí
Khoa Dầu Khí
5
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
nghiệp liên doanh Vietsovpetro còn phát hiện tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/6/1986
tấn dầu đầu tiên đợc khai thác tại mỏ này, đó cũng là tấn dầu thô đầu tiên trên thềm lục
địa tại Việt Nam. Ngoài mỏ Bạch Hổ xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro còn phát
hiện ra mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng. Hai mỏ này hiện nay cũng đa vào khai thác.
Năm 1988, một sự kiện có ý nghĩa đặc biệt đối với mức tăng trởng mạnh sản
lợng khai thác dầu khí của Vietsorpetro đó là lần đầu tiên tại Việt Nam phát hiện
tầng dầu có sản lợng cao(xấp xỉ 1000 tấn/ngày /giếng) trong móng granit nứt nẻ.
Nhờ vậy, nhịp độ khai thác dầu giai đoạn 91 - 95 tăng từ 8000 lên 19000- 20000
tấn/ngày. Việc tiến hành khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ dựa trên cơ sở bản thiết kế
khai thác thử công nghiệp mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Việt Nam của viện nghiên cứu
dầu khí Xahalin . Theo tài liệu thiết kế này hệ thống khai thác mỏ là hệ thống 7
điểm với khoảng cách giữa các giếng là 600 x 600 m. Đồng thời xét đến việc cần
thiết phải xâydựng thêm 2 giàn cố định cho vòm Nam sau đó bản thiết kế này đợc
Hội đồng Vietsovpetro đề nghị thay mạng lới 600 x 600 m thành mạng lới 400 x
400 m. Còn sơ đồ khai thác vòm Bắc thì sử dụng hệ bàn cờ 3 hàng 650 x 350 m.
Khi xác định đợc trữ lợng dầu công nghiệp của tầng dầu khí biển (thuộc xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro) đã đa ra báo cáo Đánh giá khả năng khai thác mỏ
Bạch Hổ và sơ đồ công nghệ khai thác vùng u tiên vòm Bắc mỏ Bạch Hổ nhằm
khai thác mở rộng thử công nghiệp. Trong các tài liệu này, tại các khu vực u tiên đ-
ợc phân bố khai thác theo hàng khối và các đối tợng chính.
Đối tợng I: Tầng 23 Mioxen hạ
Đối tợng II: Tầng VI, VII của Oligoxen hạ.

Đối tợng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạ
Đối tợng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thợng
Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã vạch
ra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lới 3 hàng khối theo kích thớc 400 x 400 m.
Khai thác các đối tợng I, II, III riêng biệt. Thực hiện bơm ép nớc ở đối tợng I, còn
đối tợng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau.
Năm 1988 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thành lập : Sơ đồ công nghệ
khai thác mỏ Bạch Hổ. Trong đó mỏ đợc phân ra 4 đối tợng khai thác:
+ Đối tợng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ
+ Đối tợng II: Tầng VI, VII, VIII của Oligoxen hạ
+ Đối tợng III: Tầng IX, X của Oligoxen hạ
+ Đối tợng IV: Tầng quay trở lại bao gồm tầng cát của Oligoxen thợng
Phân bố giếng là 3 hàng 600 x 600 cho tầng Oligoxen hạ một hàng khối, 400
x 400 m cho tầng Mioxen hạ. Quỹ giếng đề nghị là 347 giếng trong đó có số lợng
giàn khoan khai thác, số lợng giàn là 13. Do đó số lợng giàn quá cao làm ảnh hởng
Khoa Dầu Khí
6
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
đến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này không đợc
chấp nhận.
Đến ngày 1/10/1991 sau khi tính toán lại trữ lợng các tầng lập ra dự án cho
bốn đối tợng và chọn ra dự án phân bố giếng khoan tối u I. Bốn đối tợng khai thác
là:
+ Đối tợng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ
+ Đối tợng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ
+ Đối tợng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ
+ Đối tợng IV: Tầng móng.
Đến nay Vietsovpetro đã khai thác đạt 50 triệu tấn. Dự kiến giai đoạn 1996
ữ2000 sẽ đạt 49 triệu tấn, kế hoạch năm 1996 ữ2000 là giai đoạn trực tiếp tục nâng
cao sản lợng dầu mỏ Bạch Hổ khai thác mỏ Rồng ở mức độ công nghiệp, hoàn thiện

hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển khí đồng hành vào bờ tiến hành bằng bộ 3
công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí và tận thăm dò nhằm bảo đảm gia tăng trữ lợng
theo yêu cầu phát triển mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro.
II. Tiềm năng vùng mỏ:
Có thể nói tầng dầu khí ở mỏ Bạch Hổ đợc sinh thành chủ yếu ở tầng
Oligoxen. Vì đá mệ Oligoxen giàu vật chất hữu cơ và đã bớc vào giai đoạn tạo
dầu.Còn tầng Mioxen hạ thì đá mẹ với hàm lợng vật chất hữu cơ trung bình và cha
bớc vào giai đoạn tạo dầu vì thế vai trò cung cấp dầu cho các tầng chứa trong sản
phẩm Mioxen hạ không lớn. Riêng ở đá móng theo thuyết hữu cơ thì nó chỉ chứa
dầu ở những đứt gẫy lớn và hang hốc của đá, do dầu di chuyển của các tầng sinh
Oligoxen và Mioxen theo đứt gẫy kiến tạo xuống chứ nó không sinh ra dầu và khả
năng dòng dầu chứa trong móng có trữ lợng dầu rất lớn ( xấp xỉ 1000 tấn
/ngày/giếng). Mặt khác trữ lợng dầu chủ yếu tập trung ở tầng còn lại (22,24 Mioxen
hạ, tầng I- V Oligoxen thợng) đợc xác định bằng những giếng khoan riêng biệt.
Việc khai thác hết trữ lợng tầng 24 và 22 có thể thực hiện cùng với tầng 23, tầng I-
V Oligoxen hạ và móng.
Tầng 23 bao gồm bởi cát , bột kết phát triển hầu nh trên toàn bộ diện tích, ở
một vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tính dị dỡng, các thân dầu dạng vỉa,
vòm có ranh giới dầu - nớc nhng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu
là đứt gẫy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện tất cả sáu thân dầu riêng
biệt. Trong đó có 3 vòm Bắc, 2 vòm trung tâm và I ở vòm Nam.
Mỏ có 5 tầng sản phẩm (VI-X theo cách đặt tên của mỏ) đợc phân ra trong
trầm tích Oligoxen hạ chúng chứa cùng một thân dầu dạng khối - vỉa. Đá chứa chỉ có
phạm vi ở vòm Bắc cũng nh sờng Đông vòm trung tâm vòm Nam riêng ở vòm trung
Khoa Dầu Khí
7
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
tâm cũng nh cánh Tây của vòm Bắc không có trầm tích Oligoxen hạ. Ngoài ra ở phần
nghiêng xoay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính dị dỡng kém.
Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu và cho dòng dầu

không lớn. Tuy nhiên cũng không thu đợc những dòng dầu công nghiệp, sau khi
thực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng. Rõ ràng ở đây cần
áp dụng phơng pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chất hoà
tan ngăn chặn việc xâm nhập đang dịch vào vỉa lúc mở vỉa.
Khoa Dầu Khí
8
®å ¸n tèt nghiÖp Lª V¨n TuÊn - K39
H×nh 1 - VÞ trÝ cña má B¹ch Hæ trªn B×nh §å cÊu tróc khu vùc
Khoa DÇu KhÝ
9
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
III. Sơ lợc địa chất vùng mỏ.
Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda,
thềm lớn nhất trong số các bồn ven phía Tây nam Thái Bình Dơng. Sự hình thành
cấu trúc hiện tại của Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Vifơ, bắt đầu từ giai
đoạn Kreta muộn. Sự mở rộng phụ bồn Tây Nam trong đó có thềm lục địa Việt Nam
xảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn).
Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùng
tạo địa hào Vifơ. Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn. Tốc độ sụt
lún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặc tr-
ng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn. Nằm xen kẽ với
các đối năng có móng nền Kainozoi.
Hoạt động mác ma chính trong thời kỳ Kainozo muộn có tác động nhất định
đến kiến trúc cấu tạo chung của thềm lục địa Nam Việt Nam. Chỉ riêng phần Tây
Bắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạt
tới 1 triệu km
3
với độ dày không lớn lắm. Khác với bồn trũng khác trong thềm
Sunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sờn địa khối ổn
định (Inđonesia) bán đảo Đông Dơng. Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức hệ

trầm tích lục nguyên có nguồn gốc châu thổ và có tuổi từ Lioxen đến hiện đại, bề
dày cực đại 7 km. Tổng thể tích bồn trũng này là 150.000 km
3
.
Từ năm 1967, cấu trúc địa chất của bồn trũng Cửu Long đợc tăng cờng
nghiên cứu bằng các phơng pháp địa vật lý. Sau giải phóng miền Nam vào năm
1979, Liên đoàn địa chất biển Liên Xô (cũ) đã thực hiện 29 nghìn km tuyến bằng
phơng pháp điểm xạ, phơng pháp sâu chung. Mật độ các mạng địa chấn trong phạm
vi của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro là 1,2 km tuyến trên 1 km.
Trên cơ sở thăm dò địa chấn, kết hợp với kết quả khoan sâu trên 6 đới nâng
trong phạm vi của bồn trũng Cửu Long đã phân tích đợc thành phần kiến tạo bậc 2
có phơng Đông Bắc. Đó là đới nâng trung tâm bậc 3: Đồng Nai, Tam Đảo. Và có
các Munđa (hố sụt) Định An, Trung tâm Nam Cửu Long cũng nh đới nghiêng Trà
Tân có cấu tạo bồi bậc 2 lại bị chia bởi một loạt các đới nâng bậc 3. Chúng là cấu
tạo không đối xứng, bị phân cách bởi các đứt gãy thuận. Cấu tạo mỏ Bạch Hổ thuộc
đới nâng Trung tâm. Ngoài cấu tạo này, trong bồn trũng Cửu Long còn phát hiện ra
22 đới nâng khác có triển vọng dầu khí.
Khoa Dầu Khí
10
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng III
Đặc điểm và tính chất tầng chứa dầu
I. Đặc điểm chung
Mỏ Bạch Hổ gồm nhiều vỉa, trong các tầng chứa dầu phát hiện trong lớp
trầm tích Mioxen hạ là 23, 24. Trong Oligoxen trên là I
a
, I
b
, I
c

, II, III, IV, V.
Trong phụ thống Oligoxen có các tầng VI, VII, VIII, IX, X.
Các vỉa tìm đợc thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởi
màng chắn kiến tạo và địa tầng. Mặt tiếp xúc dầu - nớc ở các vỉa này đợc quy ớc đặt
ở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định. Mặt tiếp xúc dầu nớc ở vòm Bắc có
độ sâu là 2813 m ữ 2860 m, vòm Nam 2824 ữ 2876 m. Ranh giới dầu nớc ở tầng vỉa
Oligoxen hạ (V - X) quy ớc ở 4348 m. Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn về cấu tạo
thể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa. Đặc trng của tầng này là
áp lực dị thờng vỉa cao bằng 1,6 ữ 1,7 lần áp suất cột thuỷ tĩnh.
II. Tính chất cơ lý cuả đất đá.
Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố.
Tầng 1: Có độ sâu từ 0 ữ520 m đất đá có tỷ trọng là:2,65 g/cm
3
, độ chứa sét
là 30%, giới hạn bền là 4 ữ8 kg/cm
3
, độ cứng đất đá 5 ữ 7, còn ở sét là 1 ữ1,5, tầng
này là tầng đất đá mềm và bở rời.
Tầng 2: Có độ sâu 520 ữ1273 m: đất đá có tỷ trọng là 2,03 g/cm
3
, độ rỗng
xốp 30%, tầng đất đá mềm bở rời.
Tầng 3: Có độ sâu 1273 ữ 2627 m: đất đá có độ cứng trung bình tỷ trọng là
2,1 g/cm
3
, độ rỗng 24 ữ28%, độ thẩm thấu 150 ữ180, độ chứa sét 50%, độ chứa
Cácbonat 1 ữ 20%, giới hạn bền là 16 ữ20 kg/cm
3
.
Tầng 4: 2627 ữ2980 m, đất đá mềm xen lẫn cát, độ cứng trung bình.

- Tỷ trọng đất đá: 2,1 ữ 2,4 g/cm
3
- Độ lỗ rỗng: 12 ữ 24%
- Độ chứa sét: 70%
- Giới hạn bền: 15 ữ 20,5 g/cm
3
Khoa Dầu Khí
11
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
III. Độ chứa dầu
Độ chứa dầu của các collectror ở mỏ Bạch Hổ đợc xác định từ năm 1975 tại
giếng khoan số 01, giếng khoan đã tìm thấy dầu ở độ sâu 3500 m. Theo kết quả
phân tích, dầu ở mỏ Bạch Hổ có độ nhớt cao, hàm lợng Parfin 25%, hàm lợng lu
huỳnh nhỏ 0,03 ữ 0,11%. Dầu ở mỏ Bạch Hổ có tỷ trọng khoảng 0,83 ữ0,86 g/cm
3
.
Bảng 1 - Kết quả phân tích mẫu đơn vị chứa dầu ở mỏ Bạch Hổ
Độ sâu
(m)
Loại
colletor
Tỷ trọng
Điều
kiện vỉa
Sau khi
tách khí
% S
%
Parafin
Q

(m
3
/nđ)
Yếu tố khí
(m
3
/m
3
)
% CO
2
Hệ số
nén
2990ữ 3020
3060 ữ3090
3090ữ 4220
4220 ữ4270
nguyên
sinh
nt
nt
nt
0,73
0,73
0,64
0,64
0,86
0,86
0,83
0,83

0,085
0,085
0.095
0,095
18,4
18,4
18,4
18,4
-
50
470
-
100
100
7150
-
0,12
0,12
0,12
-
17,8
17,8
26,9
26,9
IV - Độ chứa khí
Khí ở mỏ Bạch Hổ chứa một khốilợng lớn các chất đồng đẳng của mê tan
(CH
4
). Khả năng toả nhiệt của khí cao (3600ữ11541 Kcal/m
3

) (Xem bảng 2)
Bảng 2 - Bảng đặc tính của khí ở mỏ
Độ sâu (m) % CO
2
So với không
khí (g/cm
3
)
Yếu tố khí
(m
3
/m
3
)
áp suất giảm
khi mở vỉa
(đơn vị)
áp suất giảm
cho phép mở
vỉa (at)
2885 ữ2935
3165 ữ3215
3405 ữ3415
3455 ữ3515
3535 ữ3565
3565 ữ3585
3625 ữ3695
3695 ữ3715
3715 ữ3785
0,03ữ0,04

0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,03ữ0,04
0,741
0,668
0,641
0,650
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645
140
180
130
130
130
130
160
120
130
37
29
31
28

28
28
28
28
28
100ữ150
100ữ150
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
100ữ130
V - Độ chứa nớc của các collectror
Khoa Dầu Khí
12
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Theo tài liệu nghiên cứu mỏ Bạch Hổ và của viện nghiên cứu khoa học và
TKDK biểu, thành phần nớc khoáng trong vỉa là:
- Tầng Mioxen vòm Bắc: 6 g
- Tầng Oligoxen hạ thờng gặp 2 loại muối: Cacl
2
và Hyđrô cacbonat natri có
độ khoáng thấp hơn 6,64 g và chỉ nhận đợc trong khuôn khổ vòm Bắc.
Nớc ở vòm Nam thuộc loại nớc canxiclorua, có độ khoáng hoá tăng theo h-
ớng Tây Nam. Nớc thuộc trầm tích Oligoxen dới nằm trên các tầng sản phẩm chính
chứa NaHCO
3
có độ khoáng hoá 5g. Theo bảng phân loại nớc khoáng thì mỏ Bạch

Hổ có độ khoáng hoá trung bình và thấp (xem bảng 3)
+ Nhiệt độ: Theo tài liệu địa chất mỏ Bạch Hổ đợc phân bố nh sau:
- Theo nhiệt độ cao nhất nằm trong vùng trung tâm mỏ Gradien địa nhiệt là 3,70.
- Grandien địa nhiệt vòm Bắc: 3,40. Nói chung không có dị thờng địa nhiệt.
- Grandien địa nhiệt vòm Nam: 2,20
+ áp suất vỉa:
- Mioxen hạ =1,027
- Oligoxen trên: 1,637 ữ 1,727.
- Oligoxen dới: 1,137
- Tầng móng: 1,151.
Bảng 3 - Độ khoáng hoá của nớc vỉa mỏ Bạch Hổ.
Độ sâu (m)
Tỷ trọng
(G/cm
3
)
Cl
-
SO
2 -
HCO
-
(%)
Mg
2+
(%)
Ca
2+
(%)
Giảm áp

khi mở
vỉa (at)
Giảm áp khi
thử vỉa (at)
2788ữ2826
0,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37
100 ữ 150
2877ữ2891
0,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29
100 ữ 150
3190ữ3201
0,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 31
100 ữ 150
3243ữ3272
1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28
100 ữ 140
Khoa Dầu Khí
13
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng IV
Tình hình khai thác ở mỏ xí nghiệp
liên doanh Vietsovpetro và những kinh
nghiệp thu gom, vận chuyển và xử lý dầu
ngoài khơi trên thế giới.
I - Tình hình khai thác dầu khí của VSP.
Mỏ Bạch Hổ đợc đa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dới năm 1986,
Oligoxen dới năm 1987, và tầng móng năm 1988. Trình đến quý I năm 1997, Xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác, 17%
giếng bơm ép, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy. Trong 100% giếng khai thác chỉ
có 64% giếng khoan tự phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14% giếng ngừng

phun và 19% giếng khai thác bằng cơ học. Tính từ lúc khai thác đến quý ba năm 1997,
toàn mỏ khai thác đợc 50 triệu tấn dầu, 780 tấn nớc, 8 tỉ m
3
khí đồng hành, đã bơm ép
khoảng 24 triệu tấn nớc vào vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa.
Năm 1997 là năm thứ 2 chúng ta sử dụng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và
Rồng để chạy các tua bin khí phát điện ở Bà Rịa, lợng khí đa vào bờ xấp xỉ khoảng
4 triệu m
3
/ngđ. (1000 m
3
khí có nhiệt trị xấp xỉ bằng 1000 kg = 1 tấn nhiên liệu
lỏng). Vùng mỏ Bạch Hổ tiếp tục có những giếng khoan gặp dầu và khí, khẳng định
triển vọng rất tốt đẹp.
Ngay từ đầu năm 1997 phải nâng công suất đa khí đồng hành mỏ Bạch Hổ -
Rồng vào bờ khoảng 2 triệu m
3
/ngđ để phục vụ tổ máy đầu trên của nhà máy nhiệt
điện Phú Mỹ II. Giữa năm 1997 dự kiến giàn nén trung tâm tại mỏ Bạch Hổ sẽ đợc
lắp ráp xong và sản lợng khí vào bờ lúc đó sẽ là 4 triệu m
3
/ngđ.
II - Những kinh nghiệm thu gom, vận chuyển và xử lý
dầu ngoài khơi trên thế giới.
Những năm gần đây việc khai thác thiết kế của mỏ dầu khí ở thềm lục địa và
biển sâu trên thế giới đã tăng đáng kể. Khai thác dầu không chỉ từ các giàn cố định
(Vịnh Mehico, Đại Tây Dơng, Biển Bắc) mà còn từ những đảo nhân tạo (thềm lục
địa California). Độ sâu khác nhau của biển, khí hậu, và những tính chất lý hoá của
dầu để lại những nét đặc trng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản phẩm
của giếng.

Khoa Dầu Khí
14
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
1. Mỏ West - Willington (Mỹ).
Dầu đợc khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan đợc đa ra
đảo. Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 đợc dẫn đến ngời tiêu thụ, còn dầu lẫn nớc với
khí còn sót lại đợc bơm vào hệ thống ngầm vào bờ. Tại đây dầu sẽ đợc xử lý tới điều
kiện tiêu chuẩn. Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ống dẫn dầu, 2 ống dẫn
khí và một ống dẫn ngợc chất thải.
2. Mỏ Ekarix (Nauy).
Mỏ Ekarix của khu vực Nauy thuộc Biển Bắc cách bờ 290 km, độ sâu biển 73
m. Trong giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ sản phẩm của giếng khoan đợc
tách 2 bậc ở giàn và đo. Dầu chỉ đợc khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầu chứa.
Khí đợc đốt ở hệ thống đốt.
Giai đoạn 2 của quá trình xây dựng thêm mỏ đợc lắp đặt một giàn công nghệ
bằng bê tông và thép. Trên giàn có một bể chứa dầu dung tích 159.000 m
3
. Dầu từ
giàn đợc vận chuyển vào khu căn cứ trên bờ Tesid (Anh) qua đờng ống 330 mm
với chiều dài 350 km, còn khí đợc vận chuyển qua đờng ống 880 mm với chiều
dài 418 km tới Emden (CHLB Đức).
Dầu cùng với khí còn sót lại đợc vận chuyển bằng 3 trạm bơm. Khí đợc vận
chuyển bằng hai trạm nén khí.
3. Mỏ Bazil.
ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 mỏ khai thác. Độ sâu mức nớc biển là
150 m, cách bờ 80 km. Hỗn hợp dầu khí theo đờng ống dẫn đến trạm thu gom đợc
lắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu. Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nớc (3 pha) và
một bình đo, hai máy tách nớc bằng điện, một thiết bị làm sạch nớc và hai bể chứa
dầu thơng phẩm. Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400 m
3

/ngày. Việc vận
chuyển sản phẩm vào bờ đợc thực hiện vào bằng các tàu chở dầu.
ở các vùng Segip và Alagoas: sản phẩm của giếng đợc vận chuyển từ các
giàn đến giàn trung tâm theo ống dẫn. Trên giàn trung tâm có lắp đặt thiết bị tách
sản phẩm cấp 1 (sơ cấp). Một phần khí đốt cháy ở Phaken, dầu và khí còn lại đợc
chuyền vào bờ ở hai dạng pha dới áp lực 0,63 àPa. Thiết bị tách cấp 2 và thiết bị khử
nhũ tơng đợc đặt trên bờ.
Việc ứng dụng hệ thống thu gom và vận chuyển dầu khí theo đờng ống dới áp
lực của giếng nh đã nêu trên cho phép giảm đợc việc xây dựng những trạm bơm và
máy nén khí trên các giàn ngoài biển.
Khoa Dầu Khí
15
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
4. Nhóm mỏ ở vịnh COOK (ALASKA).
ở trên các giàn khai thác biển, sản phẩm dầu đợc tách khí cấp một. Dầu đã
tách khí có lẫn nớc đợc bơm vào bờ theo đờng ống dẫn. Tiếp theo dầu đợc xử lý ở
trên bờ để đạt tiêu chuẩn thơng phẩm. Khí đợc nén bằng các máy nén khí và vận
chuyển về bờ theo các đờng ống dẫn.
Tóm lại: Dù đợc khai thác ở đâu sản phẩm dầu khí từ giếng khoan đa lên mặt
đất cũng chứa một lợng nớc vỉa dới dạng vỉa, nhũ tơng. Vì vậy giai đoạn xử lý dầu
thô để đạt tiêu chuẩn thơng phẩm là một giai đoạn kỹ thuật rất cần thiết. Tuỳ theo
từng điều kiện của mỏ mà ta có công nghệ và phơng pháp xử lý dầu thô hợp lý.
*
* *
Với tình hình khai thác ở VSP và đặc điểm dầu mỏ khai thác lên phải xử lý nh
vậy sẽ dự báo cho chúng ta biết khối lợng thu gom xử lý nói chung và công tác xử lý
nhũ tơng nghịch trên mỏ nói riêng để đạt đợc dầu thơng phẩm chất lợng cao.
Khoa Dầu Khí
16
®å ¸n tèt nghiÖp Lª V¨n TuÊn - K39

PhÇn II
Thµnh phÇn, tÝnh chÊt vµ ph©n
lo¹i dÇu th«
Khoa DÇu KhÝ
17
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Chơng I
Thành phần và tính chất chung của
dầu mỏ
I - Thành phần dầu mỏ.
Dầu mỏ của Vietsovpetro nói riêng và dầu mỏ nói chung, ngoài một số tính
chất đặc trng của từng loại dầu hoặc của từng mỏ nh hàm lợng của từng thành phần
trong dầu, khối lợng riêng, độ nhớt... thì hầu hết chúng đều có những đặc điểm
chung.
Về cấu tạo: Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp nhất của thiên nhiên do hai
nguyên tố cấu tạo nên: hydro và cacbon.
Về nguồn gốc: Nguồn gốc của dầu mỏ vẫn đang là vấn đề gây tranh cãi mặc
dù nguồn gốc hữu cơ vẫn đang thắng thế và đang đợc tìm kiếm thăm dò. ở điều
kiệnvỉa hoặc điều kiện môi trờng mà nhiệt độ trên 30
0
C (tuỳ theo thành phần
Parafin) thì dầu mỏ tồn tại ở thể lỏng. Các đặc tính vật lý của nó thay đổi trong một
giới hạn rất rộng, sự thay đổi này phụ thuộc vào điều kiện môi trờng nh nhiệt độ, áp
suất phụ thuộc vào thành phần hoá học của từng loại dầu.
Qua nghiên cứu cho thấy Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydro cacbon,
chúng chiếm từ 60 ữ 90% khối lợng của dầu. Trong đó gồm các nhóm:
+ Nhóm hydro cacbon parafinic (C
n
H
2n + 2

)
Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50 ữ 70%. ở điều
kiện bình thờng Hydro cacbon có cấu tạo mạch từ C
1
ữ C
4
ở trạng thái khí, từ C
5
ữ
C
16
ở trạng thái lỏng, > C
17
ở trạng thái rắn (dạng tinh thể).
+ Nhóm Hydro cacbon Naptennic (C
n
H
2n
).
Nhóm này có cấu trúc mạch vòng (no và không no), chiếm tỷ lệ 10 ữ 20%
thành phần dầu thô, phổ biến nhất là xydopentan và exclohexan cùng các dẫn xuất
alkyl của chúng. ở điều kiện thờng hydro cacbon napten (no) có cấu tạo từ C
1
ữ C
4
ở
trạng thái khí, C
5
ữ C
10

ở trạng thái lỏng, > C
11
ở trạng thái rắn.
+ Nhóm Hydro cacbon Anomatic (C
n
H
2n - 6
)
Nhóm này có mặt trong dầu thô dới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ
1 ữ 2% thành phần dầu thô.
+ Các hợp chất có chứa oxy, nitơ, lu huỳnh.
Khoa Dầu Khí
18
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất
không thuộc loại này mà phần lớn là Asphanten - smol có chứa trong nó hợp chất
của O
2
, N
2
, S. Trong đó:
- Hợp chất với O
2
chiếm hàm lợng khá lớn trong Asphanten có thể tới 80%,
tồn tại chủ yếu dới dạng axit Naften nh Asphan và fenol.
- Hợp chất với N
2
quan trọng nhất là pocfirin. Đây là sản phẩm chuyển hoá từ
Hemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật. Điều này chứng tỏ nguồn gốc hữu cơ
của dầu mỏ. Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ 200

0
C, điều này cho biết nhiệt độ
thành thạo của mỏ > 200
0
C.
- Hợp chất với S tồn tại dới dạng S tự do hoặc H
2
S mùi trứng thối. Hàm lợng S
trong dầu thông thờng từ 0,1 ữ 1% nếu S 0,5% đợc xem là hàm lợng đạt tiêu
chuẩn. Hàm lợng S càng cao từ giá trị dầu thô cảng giảm. Ngoài ra dầu thô chứa
hàm lợng rất nhỏ các kim loại và chất khác nh: Fe, Ca, Mg, Nu, Cr, Ti, Co ... chiếm
khoảng 0,15 ữ 0,19 kg/tấn.
II - Các tính chất vật lý của dầu mỏ.
1. Khối lợng riêng (

)
đợc xác định bởi khối lợng của một đơn vị thể tích
= (1)
m: Khối lợng g, kg, T
V: Thể tích cm
3
, dm
3
, m
3
, lít.
Trong sản xuất ngời ta hay dùng một đơn vị so sánh về khối lợng riêng (còn
gọi là tỷ trọng). Đây là đại lợng không thứ nguyên, nó là tỷ số giữa khối lợng riêng
của dầu và khối lợng riêng của nớc ở điều kiện nhiệt độ tiêu chuẩn. Với dầu nhiệt độ
tiêu chuẩn là 20

0
C, với nớc là 4
0
C. Khi đó ký hiệu tỷ trọng của dầu ở điều kiện tiêu
chuẩn là
4
20
và qua thí nghiệm xác định đợc của nớc ở 4
0
C = 1.
Đôi khi ngời ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọng t-
ơng đối. Xác định tỷ trọng tơng đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn nh sau:

4
T
=
4
20
- (T - 20); (2)

4
T
- Tỷ trọng tơng đối của dầu ở nhiệt độ T.
- Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 1
0
C thì = 0,0174.
Đối với sản phẩm giếng bao giờ cũng chứa một hàm lợng nớc nhất định. Khi
đó xác định khối lợng riêng phải tính đến sự ảnh hởng của nớc. Công thức tính nh
sau:

h
=
0
(1 - w) + w.
w
; (3)

h
: Khối lợng riêng của hỗn hợp dầu nớc;
Khoa Dầu Khí
19
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39

0
: Khối lợng riêng của dầu;

w
: Khối lợng riêng của nớc;
w: Thành phần % của nớc trong hỗn hợp.
2. Độ nhớt tuyệt đối
à


.
Độ nhớt tuyệt đối là tính chất của chất lỏng, nó đặc trng cho khả năng cản lại
sự chuyển động tơng đối giữa các hạt chất lỏng với nhau trong môi trờng chất lỏng
đó.
Độ nhớt của dầu thô càng cao thì quá trình vận chuyển thu gom càng gặp
nhiều khó khăn, nhất là việc tính toán áp suất tái khởi động bơm.
Độ nhớt dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Nhiệt độ áp suất, thành phần hoá

học. Việc xác định độ nhớt của một loại dầu phải căn cứ vào mô hình đờng cong
chảy của nó. Nghĩa là phải xác định đợc loại dầu đó là chất lỏng Newtơn hay Phi
Newtơn. Sau đó dựa vào phát triển đặc tính lu biến của chất lỏng đã xác định để tính
toán độ nhớt.
Hình 2 - Mối quan hệ giữa ứng suất trợt và vận tốc trợt của chất lỏng
- Khi dầu là chất lỏng Newtơn (Hình 2, đờng 1) thì việc xác định độ nhớt
động lực học không gặp khó khăn. Thông qua phơng trình Newtơn:
= à Rút ra: à = = tg (4)
: ứng suất trợt, Pa.
à: Độ nhớt động lực học của dầu thô; PaS.
: Vận tốc trợt, S
-1
- Khi chất lỏng dầu là Phi Newton thì việc xác định à rất phức tạp, tuỳ theo
mô hình đờng cong chảy đã xác định đợc trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ với du/
dr mà tính toán cụ thể:
Khoa Dầu Khí
20


1
du/dr
2
3
4

st

p

st

0
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
+ Chất lỏng giả dẻo: (mô hình OST WALD) (đờng 2, hình 2) Mô hình này
có phơng pháp lu biến nh sau:
= à* ()
n
; n < 1 (5)
à*: Độ nhớt động lực học của chất lỏng giả dẻo:
n: Chỉ tiêu mực, nó đặc trng cho mức độ sai lệch giữa chất lỏng đang khảo sát
với chất lỏng Newton.
+ Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham) đờng 3, hình 2. Mô hình này có ph-
ơng trình lu biến nh sau:
=
0
+ à** (6)
à**: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo.
+ Chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính (Mô hình HERSCHELL BALKKEY)
(đờng 4, hình 2). Mô hình này có phơng trình lu biến nh sau:
=
0
+ à*** ()
n
; n < 1 (7)
à***: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính.

0
: ứng suất trợt động.

st

: ứng suất trợt tĩnh, dựa vào
st
để tính áp suất khởi động để phá trạng thái
tĩnh ban đầu.

p
: ứng suất trợt tơng ứng với mạng cấu trúc của dầu thô bị phá vỡ hoàn toàn.
Do độ nhớt phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ, qua nghiên cứu và thực nghiệm
ngời ta đã đa ra đợc công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này nh sau:
à = K . e
u (T = T0)
(8)
T, T
0
là
K, u là các hệ số thực nghiệm rút ra đợc khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệt
độ khác nhau.
Theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với đối tợng nghiên cứu là dầu thô
mỏ Bạch Hổ thì các giá trị K, u trong các khoảng nhiệt độ là nh sau:
T > 60
0
C à = 0,006 . e
- 0,01 T
38
0
C < T 61
0
C à = 0,03 . e
- 0,04 T
30

0
C < T 38
0
C à = 3,74 . e
- 0,88 T
T 30
0
C à = 10,2 . e
- 0,16 T
* Ngoài độ nhớt động lực học, trong sản xuất ngời ta còn dùng độ nhớt động
học và độ nhớt qui ớc.
- Độ nhớt động học (): là tỷ số giữa độ nhớt động lực học và khối lợng riêng
của dầu ở cùng nhiệt độ.
Khoa Dầu Khí
21
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
= (9)
1 t = 1 cm2/.
- Độ nhớt qui ớc E (tơng đối): Là tỷ số giữa thời gian chảy qua phễu đo độ
nhớt của 200 cm
3
dầu ở nhiệt độ cần đo và thời gian chảy của 200 cm
3
nớc cất ở
20
0
C cũng qua phếu đó.
3. Nhiệt độ đông đặc:
Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ tại đó dầu thô mất đi tính linh
động. Nhiệt độ đông đặc của dầu thô phụ thuộc vào thành phần của nó, trong đó các

thành phần nh parafin, nhựa Asphanten có ảnh hởng quyết định tới nhiệt độ đông
đặc của dầu. Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển và
xử lý dầu thô.
4. Độ dẫn nhiệt:
Độ dẫn nhiệt là khả năng tuyền năng lợng nhiệt trên một đơn vị chiều dài khi
nhiệt độ tăng lên 1
0
C.
Độ dẫn nhiệt của dầu đợc đặc trng bởi hệ số dẫn nhiệt h
f0
h
f0
= 156,6 [1 - 0,47 . 10
-3
(7 + 273
0
)] /
20
; W/m
0
C (10)
Xét đến ảnh hởng của parafin:
h
fp
= (11)
h
fP
: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hởng của parafin.
h
fPa

: Hệ số dẫn nhiệt của parafin, (2,5 w/m
0
C)
Xét đến ảnh hởng của nớc + parafin.
h
F
= (1 - w) h
fP
+ w h
Fw
; (12)
h
F
: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hởng của nớc và parafin.
h
Fw
: Hệ số dẫn nhiệt của nớc (0,6 w/m
0
C).
Các công thức trên là các công thức thực nghiệm đợc kiểm chứng ở viện NIPI.
5. Sức căng bề mặt
Sức căng bề mặt là một đặc tính của chất lỏng, nó chỉ xuất hiện trên bề mặt
chung của hai chất lỏng khác nhau về tỷ trọng. Khi hai chất lỏng này đợc trộn vào
nhau mà không hoà tan vào nhau. Có thể giải thích sức căng bề mặt của chất lỏng
bằng các lý thuyết cơ chất lỏng nh sau:
- Lực phân tử trong nội bộ một chất lỏng luôn đạt trạng thái cân bằng.
- Lực phân tử của các chất lỏng khác nhau là khác nhau. Do vậy tại bề mặt
tiếp xúc giữa hai chất lỏng khác nhau sẽ xuất hiện sự chênh lệch về lực. Chất lỏng
có lực phân tử mạnh hơn sẽ đẩy chất lỏng kia làm xuất hiện lực căng bề mặt nhằm
mục đích thu nhỏ diện tích tiếp xúc. Lực căng mặt ngoài tại diện tích tiếp xúc đợc

Khoa Dầu Khí
22
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
biểu thị bằng tỷ số giữa công cần thiết để làm tăng diện tích bề mặt tên một đơn vị
(A) và diện tích bề mặt tăng thêm (F). Lực căng này gọi là sức căng bề mặt:
= (13)
6. Nhiệt dung riêng (C):
Nhiệt dung riêng là nhiệt lợng cung cấp cần thiết để làm 1 kg dầu tăng lên
1
0
C. Đơn vị là J/kg
0
C. Nhiệt dung riêng của dầu phụ thuộc vào nhiệt độ và hàm l-
ợng parafin tách ra:
C
0
= 31,56 (1687,5 + 3,39t) / [P
20
(1 - P) + P . C
P
] (14)
ở đây:
C
P
: Nhiệt dung riêng parafin (2710 J/kg
0
C)
C
0
: Nhiệt dung riêng của dầu ở t

0
C (J/kg
0
C)
P
20
: Khối lợng riêng của dầu ở 20
0
C
P: Hàm lợng kết tinh (% đơn vị khối lợng).
Qua thực nghiệm Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã xác định đợc hàm l-
ợng parafin kết tinh theo nhiệt độ nh sau:
T > 48
0
C P = 0
46
0
C < T 48
0
C P = 3,74 . 10
24
e
-1,385 T
.
43
0
C < T 46
0
C P = 2,79 . 10
3

. e
-0,3275 T
.
28
0
C < T 43
0
C P = 2,19 . e
-0,17 T
.
T 28
0
C P = 0,197 . e
-0,0312 T
.
Nếu kể đến ảnh hởng của nớc thì theo công thức
C = (1 - w) C
0
+ w.C
w
. (15)
C
w
: Nhiệt dung riêng của nớc.
W: Hàm lợng của nớc (% theo thể tích).
III - ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin và
thành phần nhựa Asphanten đến dầu thô.
Nghiên cứu ảnh hởng này để nhằm tìm ra nguyên nhân cơ bản tác động xấu
đến quá trình thu gom vận chuyển và xử lý dầu thô:
1. ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin.

Sự giảm nhiệt độ trong quá trình vận chuyển, tàng trữ là nguyên nhân chính
gây ra hiện tợng kết tinh, lắng đọng parafin dầu thô. Sự kết tinh - lắng đọng parafin
làm thay đổi độ nhớt của dầu. Quá trình này xảy ra từ khi bắt đầu xuất hiện sự kết
Khoa Dầu Khí
23
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
tinh parafin và tăng dần theo thời gian đến khi kết thúc quá trình kết tinh trong dầu
(Dầu thô chuyển sang trạng thái đặc sệt). Lúc này trong dầu tồn tại cấu trúc mạng
dày đặc của tinh thể parafin và chế tạo đợc dòng chảy khi cấu trúc này bị phá vỡ. Có
thể giải thích quá trình kết tinh nh sau:
Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh các phần tử parafin rắn hoà tan phân bố
trong dầu nh hệ keo với mật độ phân bố đồng đều. Khi nhiệt độ giảm dần thì dầu thô
ngày càng bão hoà parafin rắn hoà tan. Tại nhiệt độ kết tinh dầu thô đã hoàn toàn
bão hoà parafin rắn hoà tan dầu đến các tinh thể parafin rắn đầu tiên kết tinh ở sát
thành ống do nhiệt độ ở đây thấp hơn nhiệt độ vùng tâm ống mà cụ thể là vùng sát
thành ống có nồng độ parafin rắn hoà tan thấp hơn vùng tâm ống. Sự chênh lệch
nồng độ này là kết quả của sự kết tinh parafin tiếp theo. Qua quan sát thực tế thấy
rằng quá trình kết tinh - lắng đọng parafin xảy ra theo ba cơ chế sau:
+ Cơ chế khuếch đại: Cơ chế xảy ra khi trong hệ có sự chênh lệch về nồng
độ parafin rắn hoà tan giữa các vùng. Tốc độ parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi
có nồng độ cao đến nơi có nồng độ thấp đợc tính theo công thức của Fick:
m = - . D . dc/dr = - . D . dc/dT . dT/dr (16)
m: Tốc độ khối lợng phần tử parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng độ
cao (tâm ống) đến nơi có nồng độ thấp (thành ống). (Kg/sm
2
).
: Khối lợng riêng của parafin (Kg/m
3
).
D: Hệ số khuếch tán của phần tử parafin rắn hoà tan. Hệ số này phụ thuộc

vào tính chất của chất khuếch tán và môi trờng khuếch tán.
D = (17)
B: Hằng số đối với mỗi loại dầu.
à: Độ nhớt động lực học của dầu (Pa.S)
dc/dr: Građien nồng độ parafin rắn hoà tan theo nhiệt độ (
0
C/m).
Dấu (-) thể hiện nồng độ parafin rắn hoà tan giảm khi khoảng cách (tính từ
tâm) tăng.
+ Cơ chế phân tán trợt: Trong khi dầu đợc vận chuyển trong ống, ngoài cơ
chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hớng chuyển động theo dòng
chảy. Lớp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinh
trên thành ống làm chúng trợt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọi
đây là sự phân tán trợt. Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sự lắng
đọng các parafin đã đợc kết tinh ở cơ chế khuếch tán. Do vậy sự hình thành lắng
đọng parafin kết tinh theo cơ chế này kém bền vững hơn so với kết tinh parafin theo
cơ chế khuếch tán. Cơ chế phân tán trợt phụ thuộc vào tốc độ trợt, hình dáng hạt
parafin kết tinh.
Khoa Dầu Khí
24
đồ án tốt nghiệp Lê Văn Tuấn - K39
+ Cơ chế trọng lực: Cũng nh các vật chất khác, các phần tử parafin rắn hoà
tan luôn chịu tác động của trọng lực. Tác động này làm cho chúng chuyển động rơi
trong môi trờng dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dới. Tốc độ lắng đọng parafin
của các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy. Do vậy ở đầu
các tuyến ống, năng lợng dòng chảy lớn do cha có tổn thất thuỷ lực, tốc độ lắng
đọng parafin thấp nên khối lợng lắng đọng bao giờ cũng nhỏ hơn so với đoạn cuối
ống dẫn, vì ở đây năng lợng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọc đờng cộng với tổn
thấ cục bộ (nếu có). Dẫn đến tốc độ lắng đọng của parafin rắn hoà tan lớn hơn.
Trong ba cơ chế thì cơ chế khuếch tán là quan trọng nhất, nó đóng vai trò

quyết định trong quá trình kết tinh lắng đọng parafin.
Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố độ nhám thành trong của ống. Đây là yếu tố
có ảnh hởng lớn tới quá trình kết tinh - lắng đọng parafin, bởi vì chính độ nhám
thành ống gây cản trở dòng chảy, làm cho các hạt tinh thể parafin bị lu lại tạo thành
mầm kết tinh thúc đẩy kết tinh xảy ra nhanh hơn.
2. ảnh hởng của thành phần nhựa Asphanten:
Do một số tính chất đặc trng của các loại nhựa có trong dầu và của
Asphanten mà sự có mặt của chúng trong dầu thô sẽ làm thay đổi một số tính chất
của dầu. Qua nghiên cứu ngời ta tìm thấy một số ảnh hởng cơ bản của nhựa -
Asphanten đến tính chất dầu nh sau:
- Làm cho khối lợng riêng của dầu thô tăng lên: do nhựa và Asphanten có
khối lợng cũng lớn hơn dầu.
- Làm cho nhiệt độ đông đặc của dầu giảm: nguyên nhân là do nhựa và
Asphanten có nhiệt độ đông đặc thấp hơn dầu.
- Làm tăng tính năng bám dính của dầu: nguyên nhân do nhựa -
Asphanten có các chất phân cực. Trong thành phần của nó có chứa Oxy, Nitơ, lu
huỳnh. Đồng thời nhựa và Asphanten là chất hoạt động bề mặt trong phân tử có
thành phần háo nớc, chủ yếu là các nhóm amin, do đó dầu chứa nhiều nhựa -
Asphanten sẽ có khả năng bám dính cao hơn. Qua thí nghiệm của viện NIPI đối với
dầu thô ở hai mỏ: Mỏ Bạch Hổ và Rồng thấy rằng: Dầu thô mỏ Rồng có chứa thành
phần nhựa - Asphanten cao hơn mỏ Bạch Hổ thì trong thí nghiệm dầu mỏ Rồng thể
hiện có khả năng bám dính tốt hơn. Đây là vấn đề bất lợi cho quá trình khai thác -
vận chuyển và xử lý dầu khí.
- Làm tăng độ nhớt của dầu: Do nhựa và Asphanten có độ nhớt cao hơn dầu.
Khoa Dầu Khí
25